Acta energetica issue 29 by ENERGA SA

4/29 (December 2016)

YEAR 8

R&D | technology | economy | law | management

ISSN 2300-3022

Publisher

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

Patronage

ENERGA SA

Scientific Council

Programme Council

Rafał Hyrzyński | Marcin Lemański | Grzegorz Widelski | Michał Zalewski

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Managing Editor

Jakub Skonieczny

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

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

Statistical Editor

Sebastian Nojek

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, in Scientific journal database – the IC Journal Master List http://jml2012.indexcopernicus.com/masterlist.php and also in Directory of Open Access Journals (DOAJ) https://doaj.org/

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

From the Chief Editor Development of the power sector is always driven by global trends, affected by an array of social, economic and economic factors. In the past, the primary factor determining the growth in electricity consumption and the development of electricity generation and transmission was industrialization. The technologies developed at that time will provide the foundation for power engineering for quite a while, and the opportunities for growth and further optimisation of their utility have only strengthened their current position. In turn, the slightly later idea of sustainable development has promoted energy efficiency and efforts to reduce electricity consumption and the energy sector’s impact on the environment alike. In parallel, this trend is supported by intensive development of renewable energy, solar and wind especially. Now the development of electromobility is being considered as a solution, which can rationalize country-wide use of primary energy sources, eliminating the consumption of liquid fuels entirely manufactured from imported raw materials. The concept of electrical vehicle based road transport has been discussed for many years. In actual fact, the development of electromobility is still relatively slow. The main constraints are the high costs and short life cycle of batteries. It is, therefore, necessary to overcome these technological barriers and develop energy storage facilities, as it is a sine qua non for electromobility. Electromobility in Poland, still a vague vision and a government programme headline, is slowly becoming a reality. Therefore, the distribution grid operators, preparing for future challenges of electric road transport, seek answers to questions about: • the impact of EV fast charging terminals on DSO grid • constraints of terminals’ interconnectivity with DSO grid • terminals’ interoperability with dedicated or close energy storages and microsources • possible use of terminals for voltage control and reactive power compensation • possible use of electric cars for energy storage in the power system. When working on their development strategies electricity companies also look for efficient business models for electromobility. While it can be said that there are no technical problems with power grid adjustment to electromobility needs, the costs of grid adjustment and possible revenues that determine its economic viability will depend on the necessary grid development’s scale, and technical requirements for grid equipment. Enjoy reading the articles in this issue of Acta Energetica.

Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Rozwój sektora elektroenergetycznego jest zawsze stymulowany przez globalne trendy, które są wynikiem splotu wielu czynników społecznych, ekonomicznych i gospodarczych. W przeszłości podstawowym czynnikiem determinującym wzrost zużycia energii elektrycznej oraz wpływającym na sektor wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej była industrializacja. Opracowane w tym czasie technologie długo jeszcze będą podstawą energetyki, a możliwości rozwoju i dalszej optymalizacji sposobu wykorzystania tych technologii tylko wzmacniają ich obecną pozycję. Wprowadzona później idea zrównoważonego rozwoju promuje z kolei efektywność energetyczną i dążenie do ograniczenia zarówno zużycia energii elektrycznej, jak i zmniejszenia wpływu energetyki na środowisko naturalne. Równolegle trend ten jest wspomagany intensywnym rozwojem energetyki odnawialnej, szczególnie w obszarze wykorzystania energii słonecznej i wiatru. Obecnie wskazuje się na rozwój elektromobilności jako rozwiązanie, które w skali kraju może zracjonalizować wykorzystanie źródeł energii pierwotnej, eliminując zużycie paliw ciekłych w całości wytwarzanych z surowca importowanego. O idei transportu samochodowego opartego na pojazdach elektrycznych dyskutuje się od wielu lat. W rzeczywistości rozwój elektromobilności wciąż jest stosunkowo powolny. Jednym z podstawowych ograniczeń rozwoju są w tym przypadku akumulatory, a w tym ich duży koszt i ograniczona trwałość. W związku z tym konieczne jest przełamanie barier technologicznych w rozwoju zasobników energii jako warunku sine qua non rozwoju elektromobilności. Elektromobilność w Polsce, obecnie w sferze wizji i uruchamianych programów rządowych, powoli staje się faktem. W związku z tym operatorzy sieci dystrybucyjnych, przygotowując się na przyszłe wyzwania związane z rozwojem elektrycznego transportu drogowego, poszukują odpowiedzi na pytania dotyczące: • oddziaływania terminali do szybkiego ładowania samochodów elektrycznych na sieć OSD • ograniczeń, jakie mogą dotyczyć możliwości przyłączania terminali do sieci OSD • współpracy terminali z zasobnikami energii i mikroźródłami, przeznaczonymi do terminali lub przyłączonymi w ich pobliżu • możliwości wykorzystania terminali do regulacji napięć i kompensacji mocy biernej • ewentualnego wykorzystania samochodów elektrycznych jako zasobników energii na potrzeby systemu elektroenergetycznego. Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne, opracowując własne strategie rozwoju, poszukują efektywnych modeli biznesowych także dla obszaru elektromobilności. O ile bowiem można stwierdzić, że nie ma problemów technicznych związanych z dostosowaniem sieci elektroenergetycznej do potrzeb elektromobilności, to koszty przystosowania sieci oraz ewentualne przychody decydujące o efektywności ekonomicznej będą zależały od skali niezbędnego rozwoju sieci oraz wymaganych parametrów technicznych instalowanych urządzeń. Zapraszam do lektury artykułów zawartych w niniejszym numerze Acta Energetica.

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

Table of contents STARTING POWER UNITS IN COOPERATION WITH RENEWABLE ENERGY SOURCES Janusz Badur, Daniel Sławiński . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 DEVELOPMENT STRATEGIES FOR ELECTRIC UTILITIES Piotr F. Borowski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 APPLICATION OF THE TETRA WIRELESS COMMUNICATION SYSTEM IN THE POWER INDUSTRY Anna Chłusewicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 DESIGN OF TRANSFORMERS Tadeusz Kornas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 EFFECT OF DE-NOX TECHNIQUES EMPLOYED IN THERMAL POWER PLANTS ON FLY ASH PROPERTIES Katarzyna Łaskawiec, Piotr Gębarowski, Katarzyna Kramek-Romanowska . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 REDUCTION OF AIR POLLUTANT EMISSIONS FROM MEDIUM-SIZED COMBUSTION PLANTS Zbigniew Łukasik, Jacek Kozyra, Aldona Kuśmińska-Fijałkowska . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 PERFORMANCE ANALYSIS OF POWER BOILER DRUM WATER LEVEL CONTROL SYSTEMS Mariusz Pawlak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 THE IMPACT OF SMART GRIDS ON SUSTAINABLE DEVELOPMENT Paweł J. Piotrowski, Piotr Helt, Piotr Kapler . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 ANALYSIS OF TECHNICAL POSSIBILITIES OF PHOTOVOLTAIC AND WIND SOURCES PLAYING IN AN ANCILLARY SERVICE OF FREQUENCY AND POWER REGULATION Mateusz Szablicki, Piotr Rzepka . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 TYPES OF RISKS IN THE PROCESS OF INVESTING IN RENEWABLE ELECTRIC ENERGY SOURCES Rafał Śpiewak, Paula Anna Wesołowska . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126

Spis treści STARTY BLOKÓW ENERGETYCZNYCH WE WSPÓŁPRACY Z ODNAWIALNYMI ŹRÓDŁAMI ENERGII Janusz Badur, Daniel Sławiński .......................................................................................................................................................................................... 12 STRATEGIE ROZWOJU PRZEDSIĘBIORSTW ELEKTROENERGETYCZNYCH Piotr F. Borowski ................................................................................................................................................................................................................... 22 ZASTOSOWANIE SYSTEMU BEZPRZEWODOWEJ ŁĄCZNOŚCI TETRA W ELEKTROENERGETYCE Anna Chłusewicz................................................................................................................................................................................................................... 34 PROJEKTOWANIE TRANSFORMATORÓW Tadeusz Kornas ..................................................................................................................................................................................................................... 51 WPŁYW STOSOWANYCH W ELEKTROWNIACH CIEPLNYCH TECHNIK DE-NOX NA WŁAŚCIWOŚCI POPIOŁU LOTNEGO Katarzyna Łaskawiec, Piotr Gębarowski, Katarzyna Kramek-Romanowska ............................................................................................................. 64 OGRANICZENIE EMISJI ZANIECZYSZCZEŃ POWIETRZA ZE ŚREDNICH OBIEKTÓW ENERGETYCZNEGO SPALANIA Zbigniew Łukasik, Jacek Kozyra, Aldona Kuśmińska-Fijałkowska ............................................................................................................................. 75 ANALIZA PRACY UKŁADÓW REGULACJI POZIOMU WODY W WALCZAKU KOTŁA ENERGETYCZNEGO Mariusz Pawlak ..................................................................................................................................................................................................................... 90 WPŁYW INTELIGENTNYCH SIECI ENERGETYCZNYCH NA ZRÓWNOWAŻONY ROZWÓJ Paweł J. Piotrowski, Piotr Helt, Piotr Kapler .................................................................................................................................................................. 105 ANALIZA MOŻLIWOŚCI TECHNICZNYCH UCZESTNICTWA ŹRÓDEŁ FOTOWOLTAICZNYCH I WIATROWYCH W USŁUDZE SYSTEMOWEJ REGULACJI CZĘSTOTLIWOŚCI I MOCY Mateusz Szablicki, Piotr Rzepka ....................................................................................................................................................................................... 120 RODZAJE RYZYK W PROCESIE INWESTOWANIA W ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Rafał Śpiewak, Paula Anna Wesołowska ........................................................................................................................................................................ 137

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | 6–11

tarting Power Units in Cooperation S with Renewable Energy Sources

Authors Janusz Badur Daniel Sławiński

Keywords fast turbine start-up, cogeneration, turbine component life time

Abstract The article presents the development trends in the electricity generation market. Attention is paid to the strongly developing renewable energy sources (RES). For example, results developed for the power sector in Germany are quoted. Besides undoubted gains from such power sector development, also pointed out are some risks for conventional power generation, due to the nature of operation of these two generation modes. Based on the results of an analysis of the body of a high-power steam turbine’s HP part, a way of creating cooperation and mutual complementarity of these two types of generation sources is presented. To determine the conditions for this cooperation, the results of numerical simulation with elastic-plastic adaptations of the material were used. This branch of mechanical engineering, with numerous applications in other industries, has not found any deeper application in the energy sector, even though the Polish school of elasticity had the leading status in the world and is still recognized today. Appropriate application of the shakedown phenomenon enables faster starts, and hence the mutual coexistence of large steam units with developing renewable energy farms, whose outputs are strongly dependent on weather conditions.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016401

Introduction Renewable energy sources and their use with conventional units is a challenge for science and industry. Conventional sources are often substitutes or power reservoirs for RES farms. Difficulties in cooperation between these two elements should be seen in the distance which divides them (Fig. 1). Conventional power plants are located mainly in the region of Silesia, while a large part of wind farms is in the northern part of Poland.

A winning formula for this type of condition should be sought in the prosumer economy of electricity generation [3, 4]. An advantage of the solution whereby every household can be both an energy consumer and exporter, is the self-sufficiency and autonomy of local energy islands [5]. Fig. 2 shows progressive increase in electricity generation in renewable energy sources. With the self-sufficiency of local islands and increasingly growing potential of RES generation it

Fig. 1. Deployment of renewable energy generation / source: Polish Wind Energy Association [11] 6

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | 6–11

will be possible in the future to eliminate the peak demands for electric power generated by households. This will contribute to the stable primary operation of large conventional units, which were designed largely for this kind of task. Until the prosumer energy crystallization, transitional measures are needed that would allow for the stable coexistence of these two types of power generation [3, 13]. Various options have been considered of such a joint existence of these two sources. The first option, which could be analysed only at the theoretical stage, was the construction for each RES farm of conventional units, i.e. an alternative source in the event of adverse weather conditions. The costs of such projects would, in a short time, exceed the long-term gains from this type of investment [5]. Another idea was that always, in some corner of the world, there are the conditions for electricity generation, and therefore, all that is needed to fill the gaps are efficient power grids capable of transport of large powers. The costs of their construction often rivalled the construction of local conventional sources. An interesting idea is to build power batteries that would be situated near power sources. Such a solution is discussed in the literature [9]. Electricity, or rather its surplus, would be collected at a time when weather conditions allowed for its production from renewable energy sources. Another way would be to collect surplus energy close to conventional sources. While there is a demand for power in the power grid, the accumulated energy can reduce the temperature gradients that occur during the rapid connection of a conventional block to the grid. Another proposal, brought by Slawinski [9], is to treat renewable energy sources and conventional units as energy market participants on equal rights. This approach is largely consistent with the proposals of Kraków centre. In this case, the short start-up times are achieved by more precise control of the material effort and degradation processes. In the Krakow approach, they also used power batteries [10]. Admitted in the start-up course is a small plasticizing of the most strenuous places in the turbine, receiving in return shorter start-up times. A 380 MW unit’s start-up time is shortened by ca. 40%, which translates into the reduction of the total time of the machine’s start from cold state from 5 hours to 3.5 hours.

The use of elastic-plastic adaptation can refer both to shortening turbine start time, as well as its shut-down. While the benefits are quantifiable, this method – although well described in the literature and applied successfully for decades in other industries [6, 7] – requires a much larger contribution from a potential user to monitoring the structure’s effort, as well as the capacity to use a lot more complicated mathematical apparatus from the engineering personnel. The mathematical model’s fundamentals and applications on actual geometry are presented in [8, 9]. The idea behind this approach is to provide faster starts and shut-downs of power units to allow the steam turbo generator designed to run in the primary work mode the unsteady operation in the day – night regime.

Mathematical model of the processes of energy dissipation in device components To carry out numerical simulations, in which thermo-elasticplastic problems were analysed, complete equations were used of mass, momentum and energy balance [1, 6, 7]:

(1)

where:

are, respectively: energy, temperature, velocity vector, elastic and viscous stress tensor, Fourier heat flow and mass force, Kronecker delta, spatial derivative and tensor components in Cartesian coordinate system. The equations of mechanical and thermal motion’s kinematics, laid on the total deformation tensor and heat flux vector, are written in the following form:

Fig. 2. Development of electricity generation in renewable energy sources in 1990–2012 / source: AG Energiebilanzen (AGEB) [2] 7

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | 6–11

(2)

(3) Additive decomposition of total deformation is presented as the sum of elastic, plastic and thermal deformations:

(4)

Constitutive equation for thermo-elastic stresses is presented in accordance with Hooke-Duhamel law [9]:

(5)

Definition of thermodynamic rate of specific deformation energy Further on the member was defined that is responsible for describing the energy dissipated at each working cycle. For this the postulate proposed by Drucker [8, 9] was used. (11) where: is the stress tensor defined for the elastic range. Using the second law of thermodynamics and the entropy equation given by the Clausius-Duhem, and expanding the postulate with members resulting from kinematic and isotropic yield of the material – – the dissipated energy can be defined in the following form:

where: are Lamé constants in the form combining Young’s modulus E with Poisson’s ratio :

(12)

(6)

and is the linear coefficient of thermal expansion. Border area of early plasticity is described by the specific energy of non-dilatational strain given by Huber-Mises-Hencky.

(7) (8) HMH yield condition determines the threshold value of nondilatational strain energy, which evolves by way of isotropic r and kinematic gain . is the yield strength, and is the second invariant of the stress deviator defined by the equation (8). Kinematic and isotropic gain evolution equation has the form of Ziegler Prager [7, 8, 9]: (9) (10) where: Rm corresponds to the tensile strength limit, and a, b are constants that require calibration.

After the introduction of the following definitions: (13) and the introduction to (12), as the consequence the following definition of the dissipated energy [9] is obtained: (14)

Model implementation on selected geometry, and simulation results Fig. 3 shows a section through a high-power steam turbine, in the manufacturer’s folder designated as 18K380. Marked in this figure indicates are the areas to which special attention should be paid at the machine’s quick start-up and shut-down. Potentially, these places are the most common cause of failure and should be covered with 24/7 monitoring. These places are also subject to special attention when adapting the machine for quick start-ups and shut-downs taking into account the elastic-plastic adaptation [8]. These places, in order of importance, are: 1 – around the fresh steam inlet steam to the 1st HP stage (the area includes spiral inlet, guide vanes, and the corresponding rotor area along with the 1st rotor blade), 2 – glands located on the hot side of HP body, 3 – glands on the cold side of HP body. For the purpose of this paper the areas subject

Fig. 3. View of the HP part of 18K380 steam turbine with marked sensitive areas, intensely strained at start-ups and shut-downs [12] 8

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | 6–11

Fig. 4. Models of 18K380 turbine’s HP body: a) geometric, b) numerical of inner hull after discretization with finite elements mesh

Fig. 5. a) Fields of temperature and b) of thermal stresses, resulting in the time step corresponding to 920 seconds of the HP part heating up from the cold state

Fig. 6. Cyclical loops of the dissipated strain energy read in area 1 for the case: a) in which the start-up rate enabled the material’s elastic-plastic adaptation, and b) wherein too fast start leads to a rapid destruction of the machine’s component [9]

to special attention were limited to HP part only. This part, as the most strenuous, would further on provide the conditions under which the elastic-plastic adaptation of elements is possible, and thus a shorter duration of start-ups and shut-downs. Fig. 4 shows the geometrical models of a high-power steam turbine’s HP body, which were used to analyse the elasticplastic adaptation capacity with shortened start-up and shutdown times. For the purpose of the analysis the inner body was modelled, as well as the outer body, which reflects the conditions under which the bodies are warmed-up.

The results of the simulation are shown in Fig. 5. The figure on the left (Fig. 5a) shows the spatial temperature fields obtained for the beginning of soak time. The places with the highest temperatures are the inlet spirals and control stage chamber. Also visible are changes in the area of the next stages, which is caused by the steam feed stream and a small expansion around the control stage. The other figure (fig. 5b) shows the field of thermal stress, which developed in the body as a result of heating up. The most intensive load of the material is also around the 9

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | 6–11

inlet spirals and the control chamber area. Also visible is a load of notches of successive turbine stages. The next figure (Fig. 6) shows the results describing the material effort during subsequent cycles of loads and outages. The graph on the left side shows the cyclical loops for dissipated energy obtained for a small yielding of sensitive areas, in this case the 1st stage guide vane. These loops are arranged evenly, and increases are regular and predictable for estimate. The increment of the plastic strains obtained in each subsequent cycle is not greater than those obtained in the identical simulation for running the turbine in accordance with the standards [9]. The graph on the right side (Fig. 6b) shows the situation of too strong yielding in the first cycle, which results from the turbine set’s too rapid start-up. The changes that had occurred in the material’s prehistory determined its subsequent behaviour during operation. Visible after subsequent cycles is the curve’s characteristic loop, with virtually unchanged permanent deformations’ magnitude. In the next part, we observe the characteristic increase in the dissipated energy and its cyclical, increasing growth. This example calls the attention to the inappropriateness of the high-power steam turbine sets originally designed to operate for the basic load’s supply, and points out to the need for close monitoring of the machine’s sensitive elements in terms of excessive loss of life caused by the unsteady operation: day – night or remaining in hot reserve for active RES farms. Proper control of permanent deformations, and the material degradation degree allow the fully secure coexistence of conventional steam units with increasingly developing large RES farms.

Conclusions This article presents a way to enable the coexistence on an equal footing of traditional steam units with large RES farms. The alternating operation of these two sources is possible under certain conditions. The most important of them is the speed of starting or stopping steam turbine sets, allowing the national power system’s response to the connection to disconnection from the grid of e.g. large wind farms. This task has been accomplished by utilizing the shakedown phenomenon. This phenomenon, known as a material’s elasticplastic adaptation, has been well described in the literature and is easily implemented in other industries. A significant contribution to the development of this mechanical engineering discipline made works published at the Institute of Fundamental Technological Research of the Polish Academy of Sciences in Warsaw. The world’s elite of these specialists undoubtedly includes Jan Andrzej Köning [6, 7].

The article presents the results based on a simulation of heating up the inner body of the HP part of a high-power steam turbine set. The cyclical loops presented here that describe the increase in the dissipated strain energy allowed determining the starting pace. A properly selected start-up speed enabled a shorter switching-on time without excessive loss of the turbine set’s life. The results are so promising that further work is recommended on a deeper application of the model, and further simulations on other turbine set components, first on MP part body, HP and MP rotor, well as control and shutoff valve bodies. REFERENCES

1. Ł. Felkowski, P. Duda, “Analysis superheater work under creep conditions”, “Acta Energetica”, No. 1 (22), 2015, pp. 46–56. 2. http://www.ag-energiebilanzen.de 3. R. Hyrzyński et al., “Współzmienność generacji energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych i fotowoltaicznych w warunkach zbliżonych do polskich” [Complementarity of Wind and Photovoltaic Power Generation in Conditions Similar to Polish Conditions], “Acta Energetica”, No. 4 (17), 2013, pp. 22–26. 4. J. Kiciński, G. Żywica, “Steam Microturbines in Distributed Cogeneration”, Gdańsk 2014 (eBook). 5. M. Kleiber, “Mądra Polska“ [Wise Poland], Warszawa 2015. 6. J.A. Köning, “Shakedown of Elasto-Plastic Structures”, Warszawa 1987. 7. A. Sawczuk, M. Janas, J.A. Köning, “Analiza plastyczna konstrukcji“ [Plastic Analysis of Structures], Warszawa 1972. 8. D. Sławiński, J. Badur, “A koncept of elasto-plastic material adaptation by the thermal-FSI simulation“, conference proceedings PCM-CMM2015-3rd Polish Congress of mechanics & 21st Computer Methods in Mechanics, 8–11 September 2015, Gdańsk. 9. D. Sławiński, “Rozruch maszyn energetycznych z uwzględnieniem sprężysto-plastycznej adaptacji konstrukcji“ [Starting power machines with consideration of elastic-plastic adaptation of structure], PhD dissertation at IMP PAN, pro motor Prof. Dr. Hab. Eng. J. Badur, Gdańsk 2016. 10. J. Taler et al., “Optimisation of the boiler start-up taking into account thermal stresses“, 12th International Conference on Boiler Technology, Prace Naukowe IMiUE Pol. Śląskiej [Scientific works of IMiUE of Silesian University of Technology], Szczyrk 2014. 11. www. psew.pl. 12. www.ge-alstom.com. 13. P. Ziółkowski et al., “Czyste technologie gazowe – szansą dla Pomorza“ [Clean gas technologies – an opportunity for the Pomorze region], “Rynek Energii“ [Energy Merket], No. 1 (1–4), 2013, pp. 79–85.

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | 6–11

Janusz Badur Polish Academy of Sciences e-mail: Janusz.Badur@imp.gda.pl Prof. Dr. Hab. Eng. Janusz Badur is a long-standing employee of the Institute of Fluid-Flow Machinery of the Polish Academy of Sciences in Gdansk, the creator of the Institute’s Department of Energy Conversion. For many years he has dealt with numeric thermodynamics, specializing in modelling flows under agitation, phase changes and chemical reactions under the conditions of strong mechanical and thermal turbulence. He has been collaborating with many foreign national technical universities for many years. He has interned at Ruhr-Univesität Bohum, Université de Poitiers, University of Manchester, University of Karlsruhe. Author of many studies of turbine modernization and repair developed for Alstom Power and Polish power plants. He is the author or co-author of over 155 publications and 12 monographies.

Daniel Sławiński Polish Academy of Sciences e-mail: daniel.slawinski@imp.gda.pl Graduated as master of science in power engineering from the Faculty of Ocean Engineering and Ship Technology at Gdańsk University of Technology in 2006. He gained professional experience at Alstom Power. Since graduating he has been a researcher at the Institute of Fluid-Flow Machinery at the Polish Academy of Sciences in Gdańsk. In 2016 he obtained his doctorate in mechanical engineering, with a specialisation in thermal stress. His research interests include the issues of continuum mechanics, thermo-dynamics of destruction and CSD/CFD numerical methods. In his research work he usually deals with a large power unit’s start-up and shut-down modelling.

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 6–11

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 6–11. When referring to the article please refer to the original text. PL

Starty bloków energetycznych we współpracy z odnawialnymi źródłami energii Autorzy

Janusz Badur Daniel Sławiński

Słowa kluczowe

szybkie rozruchy turbin, kogeneracja, żywotność elementów turbin

Streszczenie

W artykule zaprezentowano trendy rozwojowe rynku wytwarzania energii elektrycznej. Zwrócono przy tym uwagę na silnie rozwijającą się energetykę odnawialną (OZE). Dla przykładu przytoczono wyniki opracowane dla energetyki niemieckiej. Oprócz niewątpliwych zysków z takiego rozwoju energetyki wskazano również na pewne zagrożenia dla energetyki konwencjonalnej, wynikające ze specyfiki pracy tych dwóch gałęzi wytwarzania. Na podstawie wyników analizy korpusu części WP turbiny parowej dużej mocy zaprezentowano sposób kreowania współpracy i wzajemnego uzupełniania tych dwóch źródeł wytwarzania. Dla określenia warunków, jakim winna podlegać ta współpraca, posłużono się wynikami symulacji numerycznej wykorzystującej adaptacje sprężysto-plastyczne materiału. Ten dział mechaniki, mający swobodne zastosowanie w innych działach przemysłu, w energetyce nie znalazł głębszych aplikacji, pomimo że polska szkoła plastyczności miała status wiodącej w świecie i jest rozpoznawalna do dziś. Poprawne zastosowanie zjawiska shakedownu umożliwiłoby szybsze starty, a tym samym wzajemną koegzystencję dużych bloków parowych z rozwijającymi się farmami OZE, których moce wytwórcze silnie zależą od warunków pogodowych.

Wstęp Odnawialne źródła energii oraz ich współpraca z konwencjonalnymi blokami to wyzwanie dla nauki i przemysłu. Konwencjonalne źródła stają się często zamiennikami lub rezerwuarami mocy dla farm OZE. Trudności we współpracy tych dwóch elementów należy upatrywać w odległościach, jakie je dzielą (rys. 1). Elektrownie konwencjonalne umieszczone są w głównej mierze w okolicach Śląska, natomiast znaczna część farm wiatrowych znajduje się w północnej części kraju. Recepty na tego typu stan upatrywać należy w prosumenckiej gospodarce wytwarzania energii [3, 4]. Zaletą rozwiązania, że każde gospodarstwo może być zarówno konsumentem energii, jak i jej eksporterem, jest samowystarczalność i autonomiczność lokalnych wysp energetycznych [5]. Na rys. 2 pokazano progresywny wzrost produkcji prądu elektrycznego przy wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii. Samowystarczalność lokalnych wysp oraz coraz bardziej wzrastający potencjał mocy związany z OZE powodują, że istnieje w przyszłości możliwość wyeliminowania szczytowych zapotrzebowań na moc elektryczną generowaną przez gospodarstwa domowe. Działanie to przyczyni się do stabilnej pracy podstawowej dużych bloków konwencjonalnych, które były projektowane w znacznej mierze do tego typu zadań. Do chwili wykrystalizowania się energetyki prosumenckiej potrzebne są działania przejściowe, które pozwoliłyby na stabilną koegzystencję tych dwóch typów wytwarzania energii [3, 13]. Rozważano różne możliwości na wspólną egzystencję tych dwóch źródeł. Pierwszą możliwością, która mogła być analizowana wyłącznie na etapie teoretycznym, była budowa dla każdej farmy OZE bloków konwencjonalnych, czyli alternatywnego źródła na wypadek niekorzystnych warunków pogodowych. Koszty tego typu przedsięwzięć w krótkim czasie

Rys. 1. Rozmieszczenie odnawialnych źródeł wytwarzania energii / źródło: Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej [11]

Rys. 2. Rozwój produkcji prądu z odnawialnych źródeł energii w latach 1990–2012 / źródło: AG Energiebilanzen (AGEB) [2]

przerosłyby długofalowe zyski z tego typu inwestycji [5]. Inny pomysł zakładał, że zawsze w jakimś zakątku świata są warunki umożliwiające generowanie energii elektrycznej, zatem dla wypełnienia luk potrzebne są sprawne i mogące przesłać duże moce sieci energetyczne. Koszty ich budowy często dorównywały budowie lokalnych źródeł konwencjonalnych.

Ciekawym pomysłem jest budowa akumulatorów mocy, które znajdowałyby się w pobliżu źródeł energetycznych. Tematyka takich rozwiązań omawiana jest w literaturze [9]. Energia elektryczna, a raczej jej nadmiar gromadzony byłby w czasie, gdy warunki pogodowe umożliwiałyby jej produkcję ze źródeł OZE. Innym sposobem byłoby gromadzenie nadmiaru energii blisko konwencjonalnych

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 6–11

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 6–11. When referring to the article please refer to the original text. PL

źródeł. W trakcie wystąpienia zapotrzebowania mocy w sieci energetycznej nagromadzona energia umożliwiłaby zmniejszenie gradientów temperatury występujących w trakcie szybkiego załączenia do sieci konwencjonalnego bloku. Inna propozycją, wniesioną przez Sławińskiego [9], jest traktowanie źródeł OZE, jak i konwencjonalnych bloków, na równoprawnych zasadach egzystowania na rynku energii. Podejście to jest w dużej mierze zbieżne z propozycjami ośrodka krakowskiego. W rozpatrywanym przypadku krótkie czasy rozruchów uzyskuje się dzięki dokładniejszej kontroli wytężenia materiału oraz procesów degradacji. W podejściu krakowskim stosowano do tego akumulatory mocy [10]. W trakcie prowadzenia rozruchu dopuszcza się do niewielkiego uplastycznienia najbardziej wytężonych miejsc w turbinie, otrzymując w zamian krótsze czasy rozruchu. Zmniejszenie czasu rozruchu dla bloku 380 MW wynosi ok. 40%, co przekłada się na całkowity czas startu maszyny ze stanu zimnego z 5 godzin do 3,5 godz. Zastosowanie sprężysto-plastycznej adaptacji może się odnosić zarówno do skrócenia czasu startu turbiny, jak również jej odstawienia. O ile korzyści są wymierne, to metoda ta – pomimo że dobrze opisana w literaturze i stosowana z powodzeniem od dziesiątków lat w innych gałęziach przemysłu [6, 7] – wymaga od potencjalnego użytkownika dużo większego wkładu w monitorowanie stanu wytężenia konstrukcji, jak również od kadry inżynierskiej posługiwania się dużo bardziej skomplikowanym aparatem matematycznym. Podstawy modelu matematycznego oraz aplikacje na rzeczywistej geometrii przedstawiono w pracach [8, 9]. Ideą takiego podejścia jest zapewnienie szybszych startów i odstawień bloków energetycznych umożliwiających turbozespołom parowym projektowanym do pracy w trybie podstawowym pracę chwiejną w reżimie dzień – noc. Model matematyczny opisujący procesy dyssypacji energii w elementach urządzenia Dla przeprowadzenia symulacji numerycznych, w których analizowano termo-sprężysto-plastyczne zagadnienia, posłużono się pełnymi równaniami bilansu masy, pędu i energii [1, 6, 7]:

Fouriera oraz siłą masową, deltą Kroneckera, pochodną przestrzenną oraz składowymi tensora w układzie kartezjańskim. Równania kinematyki ruchu mechanicznego i cieplnego, kładzione na całkowity tensor deformacji i wektor strumienia ciepła, zapisano w postaci: (2) (3) Addytywną dekompozycję odkształceń całkowitych przedstawiono w postaci sumy odkształceń sprężystych, plastycznych i termicznych:

gdzie:

są odpowiednio: energią, temperaturą, wektorem prędkości, tensorem naprężeń sprężystych i lepkich, strumieniem cieplnym

(11) gdzie: jest tensorem naprężeń zdefiniowanym dla zakresu sprężystego. Korzystając z drugiego prawa termodynamiki oraz równania entropii podanego przez Clausiusa-Duhema oraz rozszerzając postulat o człony wynikające ze wzmocnienia kinematycznego i izotropowego materiału – – wielkość dysypowanej energii możemy zdefiniować w następującej postaci:

(4) Równanie konstytutywne dla naprężeń cieplno-sprężystych przedstawiono zgodnie z prawem Hooke’a-Duhamela [9]:

(12)

Po wprowadzeniu następujących definicji:

(5) gdzie: to stałe Lamégo zapisane w postaci łączącej moduł Younga z liczbą Poissona :

(13)

(6) zaś to liniowy współczynnik rozszerzalności termicznej (cieplnej). Graniczną powierzchnię początku plastyczności opisano energią właściwą odkształcenia postaciowego podaną przez Hubera-Misesa-Hencky’ego. (7) (8) Warunek plastyczności HMH określa progową wartość energii postaciowej deformacji, która ewoluuje dzięki wzmocnieniu izotropowemu r oraz kinematycznemu . Re jest granicą plastyczności, natomiast JII jest drugim niezmiennikiem z dewiatora naprężeń zdefiniowanym równaniem (8). Równanie ewolucji wzmocnienia kinematycznego oraz izotropowego posiada postać Pragera i Zieglera [7, 8, 9] : (9)

(1)

dysypowanej w trakcie każdego z cykli pracy. Wykorzystano do tego postulat zaproponowany przez Druckera [8, 9].

(10) gdzie: Rm odpowiada granicy wytrzymałości na rozciąganie, zaś a, b są stałymi wymagającymi kalibracji. Definicja termodynamicznego wskaźnika energii właściwej odkształcenia W dalszej kolejności zdefiniowano człon odpowiadający za opisanie ilości energii

oraz wprowadzeniu do (12) otrzymamy w konsekwencji następującą definicję dysypowanej energii [9]: (14) Implementacja modelu na wybranej geometrii oraz wyniki symulacji Na rys. 3 przedstawiono przekrój przez turbinę parową dużej mocy o oznaczeniu wg folderów producenta jako 18K380. Na rysunku tym zaznaczono obszary, na które należy zwrócić szczególną uwagę podczas prowadzenia szybkich startów i odstawień maszyny. Potencjalnie miejsca te są najczęstszą przyczyną awarii i powinny być objęte całodobowym monitoringiem. Miejsca te również podlegają szczególnej uwadze podczas adaptowania maszyny do szybkich startów i odstawień uwzględniających sprężysto-plastyczną adaptację [8]. Miejscami tymi, według ważności są: 1 – okolice wlotu pary świeżej na 1 st. WP (obszar ten obejmuje spiralę wlotową, łopatki kierownicze, jak i odpowiadający temu obszar wirnika wraz z 1 łopatką wirnikową), 2 – dławnice znajdujące się po stronie gorącej korpusu WP, 3 – dławnice po zimnej stronie korpusu WP. Obszary podlegające szczególnej uwadze na potrzeby niniejszego artykułu zawężono wyłącznie do części WP. Część ta, jako najbardziej wytężona, posłużyła w dalszej kolejności do podania warunków, przy których spełnieniu możliwa jest sprężysto-plastyczna adaptacja elementów, a tym samym krótszy czas prowadzenia rozruchu i odstawienia.

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 6–11

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 6–11. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 3. Widok poglądowy części WP z turbiny parowej 18K380 z zaznaczeniem wrażliwych miejsc silnie wytężonych w trakcie startów i odstawień [12]

Na rys. 4 pokazano modele geometryczne korpusu części WP turbiny parowej dużej mocy, które zostały wykorzystane do przeprowadzenia analizy możliwości adaptacji sprężysto-plastycznej przy skróconych czasach startów i odstawień. Na potrzeby analizy zamodelowano zarówno korpus wewnętrzny, jak i zewnętrzny, oddający warunki, w jakich następuje wygrzewanie korpusów. Wyniki przeprowadzonej symulacji przedstawiono na rys. 5. Na rysunku po lewej (rys. 5a) widać przestrzenne pola temperatur uzyskane dla początku czasu rozgrzewania. Miejscami o najintensywniejszej temperaturze są spirale wlotowe oraz komora

stopnia regulacyjnego. Widoczne są również zmiany w okolicy kolejnych stopni, co spowodowane jest wielkością podawanego strumienia pary oraz niewielką ekspansją w okolicach stopnia regulacyjnego. Na dalszym rysunku (rys. 5b) pokazano pola naprężeń cieplnych, jakie powstały w korpusie w wyniku rozgrzewania. Najintensywniejsze obciążenie materiału występuje analogicznie w okolicy spirali wlotowych oraz obszaru komory regulacyjnej. Widoczne jest również obciążenie wrębów kolejnych stopni turbinowych. Na kolejnym rysunku (rys. 6) pokazano wyniki opisujące wytężenie materiału

w trakcie kolejnych cykli obciążeń i odstawień. Wykres po lewej stronie prezentuje cykliczne pętle dla energii dysypowanej, które zostały uzyskane dla niewielkiego uplastycznienia wrażliwych miejsc, w tym przypadku łopatki kierowniczej 1 stopnia. Pętle te układają się równomiernie, a przyrosty są miarowe i przewidywalne dla oszacowania. Wielkość przyrostu odkształceń plastycznych, uzyskiwanych w każdym kolejnym cyklu, nie jest większa od tych, jakie uzyskuje się w tożsamych symulacjach dla prowadzenia turbiny zgodnie z normami [9]. Na wykresie po prawej stronie (rys. 6b) przedstawiono sytuacje zbyt silnego uplastycznienia w pierwszym cyklu, będącego wynikiem zbyt szybkiego startu turbozespołu. Zmiany, jakie zaszły w prehistorii materiału, określały jego późniejsze zachowywanie się w trakcie pracy. Po kolejnych cyklach widoczne jest charakterystyczne zapętlenie się krzywej, przy praktycznie niezmiennej wielkości odkształceń trwałych. W dalszej części obserwujemy charakterystyczny wzrost wartości energii dysypowanej oraz jej cykliczny, coraz większy przyrost. Zaprezentowany przykład jest zwróceniem uwagi na nieprzystosowanie turbozespołów parowych dużej mocy, pierwotnie projektowanych do pracy w podstawie mocy, oraz wskazaniem na potrzebę ścisłego monitorowania wrażliwych elementów maszyny pod względem nadmiernej utraty żywotności, spowodowanej pracą szarpaną: dzień – noc

Rys. 4. Modele korpusu WP turbiny 18K380: a) geometryczny, b) numeryczny kadłuba wewnętrznego po dyskretyzacji siatką elementów skończonyc

Rys. 5. a) Pola temperatur oraz b) naprężeń cieplnych, uzyskane w kroku czasowym odpowiadającym 920 s rozgrzewania części WP ze stanu zimnego

J. Badur, D. Sławiński | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 6–11

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 6–11. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 6 . Cykliczne pętle dysypowanej energii odkształcenia odczytane w obszarze 1 dla przypadku: a) w którym szybkość rozruchu umożliwiła adaptację sprężysto-plastyczną materiału, oraz b) w którym zbyt szybki rozruch prowadzi do szybszego zniszczenia elementu urządzenia [9]

lub pozostawaniem w rezerwie gorącej dla pracujących farm OZE. Właściwe kontrolowanie odkształceń trwałych oraz stopnia degradacji materiału pozwala na w pełni bezpieczną koegzystencję konwencjonalnych bloków parowych z coraz silniej rozwijającymi się dużymi farmami OZE. Wnioski W niniejszym artykule zaprezentowano sposób umożliwiający równoprawną koegzystencję tradycyjnych bloków parowych z dużymi farmami OZE. Umożliwienie pracy zamiennej tych dwóch źródeł możliwe jest przy spełnieniu określonych warunków. Najważniejszym z nich jest szybkość startu i odstawienia turbozespołów parowych, umożliwiająca reagowanie KSE na załączenie/wypadnięcie z sieci np. dużych farm wiatrowych. Realizacja tego zadania uzyskana została dzięki wykorzystaniu zjawiska shakedownu. Zjawisko to, znane pod nazwą adaptacji sprężysto-plastycznej materiału, zostało dobrze opisane w literaturze oraz jest swobodnie implementowane w innych gałęziach przemysłu. Znaczący wkład w rozwój tego działu mechaniki wniosły prace publikowane w IPPT PAN w Warszawie. Do światowej czołówki nazwisk zaliczyć należy niewątpliwie Jana Andrzeja Köninga [6, 7].

W artykule zaprezentowano wyniki bazujące na symulacji rozgrzewania korpusu wewnętrznego części WP turbozespołu parowego dużej mocy. Zaprezentowane cykliczne pętle opisujące wzrost dysypowanej energii odkształcenia pozwoliły na określenie tempa prowadzenia rozruchu. Właściwie dobrana szybkość rozruchu umożliwiła skrócenie czasu prowadzenia załączenia bez nadmiernej utraty żywotności turbozespołu. Uzyskane wyniki są na tyle obiecujące, że wskazane są dalsze prace nad głębszą aplikacją modelu oraz wykonanie dalszych symulacji na innych elementach turbozespołu, w pierwszej kolejności korpusie części SP, wirnika WP oraz SP, a także korpusach zaworów regulacyjno-odcinających. Bibliografia 1. Felkowski Ł. Duda P., Analysis superheater work under creep conditions, Acta Energetica 2015, nr 1 (22), s. 46–56. 2. http://www.ag-energiebilanzen.de 3. Hyrzyński R. i in., Współzmienność generacji energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych i fotowoltaicznych w warunkach zbliżonych do polskich, Acta Energetica 2013, nr 4 (17), s. 22–26.

4. Kiciński J., Żywica G., Steam Microturbines in Distributed Cogenertaion, Gdańsk 2014 (eBook). 5. Kleiber M., Mądra Polska, Warszawa 2015. 6. Köning J.A., Shakedown of Elasto-Plastic Structures, Warszawa 1987. 7. Sawczuk A., Janas M., Köning J.A., Analiza plastyczna konstrukcji, Warszawa 1972. 8. Sławiński D., Badur J., A koncept of elasto-plastic material adaptation by the thermal-FSI simulation, materiały konferencyjne PCM-CMM-2015-3rd Polish Congress of mechanics & 21st Computer Methods in Mechanics, 8–11 września 2015, Gdańsk. 9. Sławiński D., Rozruch maszyn energetycznych z uwzględnieniem sprężysto-plastycznej adaptacji konstrukcji, rozprawa doktorska IMP PAN, promotor prof. dr hab. inż. J. Badur, Gdańsk 2016. 10. Taler J. i in., Optimisation of the boiler start-up taking into account thermal stresses, 12th International Conference on Boiler Technology, Prace Naukowe IMiUE Pol. Śląskiej, Szczyrk 2014. 11. www. psew.pl 12. www.ge-alstom.com 13. Ziółkowski P. i in., Czyste technologie gazowe – szansą dla Pomorza, Rynek Energii 2013, nr 1 (1–4), s. 79–85.

Janusz Badur

prof. dr hab. inż. Instytut Maszyn Przepływowych PAN e-mail: Janusz.Badur@imp.gda.pl Prof. dr hab. inż. Janusz Badur jest wieloletnim pracownikiem Instytutu Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku, twórcą Zakładu Konwersji Energii tego instytutu. Od wielu lat zajmuje się numeryczną termomechaniką, specjalizując się w modelowaniu przepływów podlegających mieszaniu, przemianom fazowym i reakcjom chemicznym w warunkach silnej turbulencji mechanicznej i cieplnej. Od dawna współpracuje z wieloma zagranicznymi krajowymi uczelniami technicznymi. Odbył staże naukowe w Ruhr-Univesität Bohum, Université de Poitiers, University of Manchester, Universität Karlsruhe. Prof. J. Badur wykonał dla Alstom Power oraz elektrowni krajowych wiele opracowań dotyczących modernizacji i napraw turbin. Jest autorem i współautorem 155 publikacji i 12 prac monograficznych.

Daniel Sławiński

dr inż. Instytut Maszyn Przepływowych PAN e-mail: daniel.slawinski@imp.gda.pl Ukończył studia magisterskie w specjalizacji energetyka, na Wydziale Oceanotechniki i Okrętownictwa Politechniki Gdańskiej w roku 2006. Praktykę zawodową odbywał w Alstom Power. Od ukończenia studiów pracuje w Instytucie Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku. W 2016 roku obronił pracę doktorską w dziedzinie mechaniki o specjalności termosprężystość. Zakres jego zainteresowań naukowych obejmuje zagadnienia mechaniki ośrodków ciągłych, termomechaniki zniszczenia oraz metod numerycznych CSD/CFD. W pracy naukowej najczęściej zajmuje się modelowaniem rozruchów i odstawień dużych bloków energetycznych.

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | 16–21

Development Strategies for Electric Utilities

Author Piotr F. Borowski

Keywords power sector, strategy, adaptation

Abstract Electric utilities are of key importance for the national economy. Many research institutions deal with issues of the power sector to find an answer to the question, which of the developed strategies to ensure energy security of the country should be taken into account? Should the companies adopt the strategy of adaptation or perhaps the strategy of breakthrough? If they follow the adaptation course, should it be a passive or active adaptation, and under what circumstances? These questions are constantly analysed by the author, and the answers are to be used to develop recommendations needed to build a secure power market. The article discusses the structure of the market and two basic models – traditional and competitive.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016402

1. Power sector’s importance for economic development Economic development of a country depends on access to energy, particularly electricity. In industrialized countries, the key to economic development is their power sectors’ proper performance. The indispensability of electricity in all economic processes and consumption makes it a public good and the rationalization of the costs of its production and physical delivery a strategic challenge for the economy of each country that translates into proper management of electric utilities. Since the mid-1990s companies have been seeking new business models for their market operations. On the one hand improvement in the power sector’s efficiency should effect a relative reduction in energy prices while maintaining the quality, reliability and security of supply, while on the other hand for several years the companies have been seeking new business models of their operations due to the change in the markets’ specifics, decline in energy prices and the emergence of an off-sector sale competition1. The new business models for power market players require establishing cooperation with new business partners and developing new business relationships. According to data published by the Energy Regulatory Office, in 2017 the average trading price drop for the customers supplied by four Default Electricity Suppliers will amount to 4.6%. The electricity price drop is mainly due to lower energy purchase costs and so-called green certificates [18]. Electric utilities expand their businesses, use new production techniques, and reach more

distant mining sites. For logistics service providers; this entails the need to develop global networks and to know the realities of local markets, which enables ensuring the high quality of their services and meeting local legislative requirements [12]. It is predicted that by 2040 the world economy will grow at an average rate of 2.8% per year. Taking into account the expected steady increase in electricity generation efficiency, the global energy sector will grow by 1.1% per annum. It is expected that the importance will decrease of traditional sources (electricity produced from coal and oil – projected growth by 0.4% per year), with concurrent increase in the share of renewable sources (solar, wind and geothermal – Increase by 7.4% per year). According to forecasts developed based on the findings of COP21, the share of the electricity generated in renewable sources will reach by 2040 ca. 37%, compared to 23% today [16]. The initial form of the power sector’s organization was a state monopoly. This was mainly due to: 1) strategic importance of the sector – its dysfunction could adversely affect the state’s defence capabilities; 2) social importance of the sector – electricity is regarded as a necessity good, which should be delivered to recipients even if they are not able to pay its market price; 3) capital expenditures needed to maintain the infrastructure’s efficiency and development; 4) technical problems and the need for central coordination of the system – electricity cannot be stored and the supply must equal the demand at all times. But now here is a parallel model of the competitive market.

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | 16–21

2. The origins of electric power The history of electric power reaches back to the nineteenth century, when the power sector began to develop. Small hydropower plants and coal incinerators were the first facilities that produced electric current. The first hydroelectric power plant was built in 1881 in England, in Godalming on the River Wey, in the Westbrook Mills neighbourhood. The plant was provided by Messrs Calder & Barrett on the basis of a Siemens AC Alternator using dynamos [7]. The electricity output of this plant was used for street lighting and the supply of private homes. In 1882, owing to Edison’s innovative designs, the Pearl Street coal-fired power plant supplied power for the first lighting points. In subsequent years Edison built more than 300 coal-fired power plants around the world [13]. The origins of the use of electricity in Poland date back to the last two decades of the nineteenth century. Such attempts were undertaken mainly by industrial plants, sugar factories, etc. by installing small generators with a capacity of several, or several dozen kW, driven by steam engines or diesel engines, and small hydropower plants [14]. Electricity from these sources was at first used for illumination, mainly with arc lights. A milestone in the development of the power sector in Poland was the construction in the early twentieth century of several major urban power plants with a capacity of a few MW, supplying electricity to light homes, streets, and then for industry and municipal transport. The Industrial Revolution, which began in England, in the most developed and richest country in the world at the time, contributed to the rapid economic development of countries. England possessed natural resources to ensure the production of electricity based mainly on hard coal. With the increase in demand for electricity, power plants’ capacities developed leveraging the economy of scale. The larger the power plants were, the cheaper electricity they produced. This enabled the spread of electricity in the world, thereby decreasing its price [4].

3. Operating models of electric utilities in the world Currently, there are two power sector configurations on the electricity market. The first, traditional configuration includes the whole value chain, starting from generation through transmission and ending with distribution; while in the other configuration competitive producers are the dominant source of supply, and transmission and distribution grids provide universal access to energy consumers [10]. The traditional power sector in most countries was based on a regulated market2 of public networks of electric utilities [10] and followed the strategy of passive adaptation, adjusting to external factors. Around large vertically integrated power corporations hundreds of small and medium-sized

businesses have developed. Most economists believe that the vertical integration influenced increased efficiency [6]. In highly developed countries such as the USA, Canada, Western European countries and Scandinavia, there are large corporations in the power sector, with operating ranges often covering the whole country, region or state. Throughout almost the whole twentieth century the sector’s development was subordinated to the economies of scale until the 1980s. The economies of scale and technological advancements were conducive to the formation of national monopolies. Vertical and horizontal integration extended and intensified [10]. In historical terms, commercial power plants were an integral part of the power grid, in which large generation facilities were intentionally located near resources. i.e. far from populated centres of consumption. Therefore, electricity was traditionally supplied through transmission and distribution grids to load centres, and from there to consumers. These solutions were applied where the cost of conventional fuel’s transport for power plants, and the costs of integrated generation technology, significantly exceeded the development cost of power transmission and distribution systems. Commercial power plants are usually built to take advantage of the economies of scale as one-off custom projects [3]. However, the advantages of the economies of scale began to wane in the late 1960s and through the 1980s and 1990s until the beginning of the twenty-first century, when a steady decline was noted in the efficiency of large power plants’ operations. Electricity produced by the vertically integrated commercial power plants was no longer cost-competitive and at the same time did not guarantee reliable transmission over long distances. The cause of the weakening economies of scale were two, seemingly unrelated, events that occurred in the early 1960s. Firstly, steam generation units’ achieving the ceiling of physical capabilities resulting from the Clausius-Rankine cycle, which resulted in the reduction of energy efficiency; and, secondly, stationary gas turbines and small generators propelled by jet engines came to the market. The new advanced gas turbines achieved a high degree of energy efficiency and began to pose serious competition for large generation units, which were stagnating [9]. The first symptom of the departure from the model of vertically integrated companies was the adoption in 1978 in the United States of the PURPA Act (Public Utility Regulatory Policies Act), which promoted electricity conservation (demand reduction) and larger use of energy from renewable domestic sources (supply increase). The Act was drafted in response to the energy crisis of 19733 and, as it turned out, a year ahead of the second energy crisis4. The PURPA Act provided impetus to the development of a new business model in the power sector. Until the early 1980’s even in countries with a liberal market economy

The off-sector competition has a cross-sectoral dimension, where other sectors operate as substitutes satisfying the same need or fulfilling the same function. This may lead to a reduction of profits in the sector, and pressure on lowering prices. A regulated, or controlled, market is a market where the government controls the forces of supply and demand, as well as who and on what conditions can enter the market, and sets the prices that can be charged. Market regulation is commonly applied, especially in the markets where there are natural monopolies. Often regulated markets are set at the partial privatization of state assets. On a regulated market the governmental regulatory agency can sometimes impose legal regulations that take into account privileges for selected entities (regulatory capture). 3 The oil crisis, also referred to as fuel or energy crisis, or oil shock - the economic downturn, which began in 1973 and took over all highly industrialized countries dependent on crude oil, and all areas of the global economy. 4 The second global energy crisis broke out in 1979, when strikes in Iran, engulfed in revolution, had led to stopping its oil extraction. After the Shah had fled from Iran, production was restored, but supplies were still limited. Difficulties in the global fuel markets deepened during the following year, after the outbreak of the Iran-Iraq war. 1 2

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | 16–21

Fig. 1. Directions of the electricity market deregulation in the US / source: PGE

the conviction prevailed that the power industry should be a monopolised sector under strict control of market regulating institutions. At the end of the 1980s and 1990s the economic inefficiency of regulated energy markets had become so obvious that in many economically developed countries the deregulation process began. The developments of recent years in the global energy sector, especially the Californian crisis in 20015, and the events of 2003: the gigantic blackout on the East Coast of the USA and Canada6, and in Italy7 did not weaken the liberalization tendencies. Despite the energy crises the market liberalization has brought about some undeniable benefits in terms of increased efficiency and lower prices, and companies have begun to apply the active adaptation strategy. It must be admitted that the crises have changed the approach to the understanding of energy security, and firmly accented the role of competitive market. The process of partial deregulation implemented as a consequence of the Californian crisis is schematically shown in Fig. 1. Market deregulation has raised the level of social welfare and this fact was largely influenced by changes related to the separation of generation, transmission and sales. One of the problems in deregulation implementation can be aggressive defence of the market positions by existing monopolists, who can use all methods to solidify their positions. The market regulator must therefore combat these practices, to facilitate entry and to enable the development of effective competition. In economically developed countries more and more markets are liberalized, which have traditionally been regulated monopolies or quasimonopolies. The role of the state is to deregulate monopolies unfavourable for social welfare, and to prevent the formation of next monopolistic structures. Logic of the rules of proper selection of regulatory obligations is based on the assumption that the lack of competition in the energy market is linked primarily with vertical integration of enterprises due largely to the high structural entry barriers (economies of scale, economies of scope and high sunk costs). In markets characterized by their vertical integration the elimination of competition by a strong business at the retail level is associated with the use of anti-competitive practices also at the wholesale market level [1].

An alternative model of the power sector is distributed generation. Distributed generation, also known as on-site generation, is decentralized electricity generation in many small centres of production. Electricity is generated by small plants or production facilities, connected directly to distribution grids or localized in a consumer power grid (downstream of control and measuring equipment). Normally in distributed energy electricity is generated from renewable or unconventional energy sources, often in combination with heat (distributed co-generation).

4. The power sector model in Poland In the 1980s, the economies of Western Europe departed from the model of the state as market regulator, following the deregulation trend; however, the economic downturn of recent years contributed to reconsideration of this approach. One of the countries where the return is deliberated to a situation in which the government is the market regulator is France [11]. Critics of deregulation in the power sectors of European countries argue that the effects of this process are often different than planned. Deregulation does not guarantee the targeted reduction in electricity prices, whereas the lack of a central energy policy threatens the market’s stability and uninterrupted power supply. In Poland, the reform of the power sector in the early 1990s had led to the construction of 17 system power plants and 33 distribution companies. Such fragmentation of the sector was virtually unknown in the world’s economies. The systemic transformation ongoing in Poland required continuous solving of fundamental issues concerning its course and the selection of a model of the electricity market’s operation (free market, regulated market, social market economy) assuming a certain extent and form of the state’s influence on the course of business [18]. The need to develop the electricity market model was strongly accentuated the first time in 1998. In July that year the Economic Committee of the Council of Ministers adopted the documents “Program and conditions of the energy sector privatization” and “Schedule of projects related to the marketisation of electricity prices”, which pointed out to, among other things, the need to launch a power exchange, where electricity would be traded [8]. Discussions and digressions over the advisability of activities aimed at increasing the degree of liberalization, or at regulation

At its peak the crisis affected 1.5 million end users and lasted more than a year In the north-eastern United States and south-eastern provinces of Canada happened the biggest power grid failure in the North American history. Electricity supply was interrupted in the region of Ohio, New York, New England, Michigan, Ontario, Pennsylvania, northern New Jersey, and on the Canadian side - in the province of Quebec. The total outage of electricity supply covered approximately 50 million people. As a result of the failure shut-down were more than 100 power plants in the US and Canada, including 22 nuclear power plants (http://www.tvn24.pl). 7 Part of Switzerland and the whole of Italy (from the Alps to Sicily) were deprived of electricity. In total, the largest blackout in the European history had cut off approximately 57 million people from power supply (http://www.tvn24.pl). 5 6

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | 16–21

implementation on markets, including the energy market, are still undertaken as theoretical considerations and in practice alike. The essence of this discourse is to find the “aurea mediocritas” or the impact, especially of the government’s economic policy, on the proper proportions between legal and economic instruments involved in economic processes, and thus to determine the degree of regulation or deregulation affecting the market. The concept of liberalization in the energy sector should be construed as transformations in the sector’s operations, occurring separately or concurrently, but with varying intensity. These changes concern the transformation of state-owned enterprises in market environment-oriented companies (corporatisation), as well as the disposal of assets of state-owned enterprises to private companies (privatization). Another factor in the market liberalization process is market deregulation, which means minimizing the administrative control over the operation of enterprises in the power sector. In addition, it is important to introduce competition, i.e. the choice of energy supplier by end customers [3]. On July 1, 2007, the electricity market was liberalised. Since then, every customer can buy electricity from a chosen seller (trading company). The energy market liberalisation is intended to strengthen competition in the market, which theoretically lowers prices. According to the free market rules, electricity sellers shall compete for customers, reducing costs and offering electricity at optimal prices. The energy market liberalisation is linked to the introduction of the TPA (Third Party Access) rule. The TPA rule consists in making power grid infrastructure (transmission and distribution lines) available by its owner (transmission or distribution company) to electricity trading companies (electricity sellers) in order to supply electricity to end users. The utility company to the grid of which a consumer is connected, is obliged to supply the electricity purchased by the customer from a seller of their choice. In connection with the introduction of the TPA rule it was necessary to separate from the existing electricity utilities independent trading companies and distribution system operators. At the end of 2015 the Polish National Electric Power System’s capacity amounted to more than 40 GW. In Poland coal and lignite fired commercial power plants (28.6 GW) still dominate in the electricity generation breakdown with the aggregate share of more than 72% in the total capacity installed in the National Power System [15]. However, a growing share of wind power and other RES-based plants is noticeable. The Ministry of Energy proposes the development of energy clusters8 as mechanisms to stabilize the RES share in the energy system [22]. The profitability of the Polish conventional generation segment has dropped significantly in recent years. This is due mainly to the persistently low wholesale electricity prices and the increase in the share of unconventional sources’ output. Since 2013 a systematic decrease in electricity prices

31/12/2014

31/12/2015

38,121

40,445

commercial power plants

31,631

31,927

• commercial hydropower plants

2,369

2,290

• commercial thermal plants

29,262

29,637

• hard coal-fired

18,995

19,348

• lignite-fired

9,268

9,290

total

• gas-fired

999

wind farms and other RES

3,877

5,687

industrial plants

2,613

2,831

Tab. 1. The Polish National Electric Power System’s capacity / source: PSE (2016)

[GUS] has been noticeable. The price drop in 2015 compared with 2014 had forced generation companies to make significant write-offs, which also translated into their bottom lines. In 2015, EBIT Earnings Before Interest and Taxes in the generation sector (4 largest power groups – PGE, Enea, Tauron, Energa), largely due to write-downs for permanent asset impairment9, had fallen below 10 billion PLN [21]. In 2016 the situation began to improve and EBIT for H1 for the sector recorded a positive value. An example illustrating the sector’s condition may be the EBIT of the conventional power business in PGE company, where in Q2 2015, the EBIT amounted to minus 8.07 billion PLN, while Q2 2016 to plus 0.24 billion PLN. Losing importance is the generation of electricity from lignite. Examples are power plants Bełchatów and Turów, the write-off of which for permanent impairment of assets amounted to ca. 8.2 billion PLN. [21] To improve energy efficiency in the power sector, projects will be implemented aiming to increase electricity generation efficiency, including the construction of new high-performance power units. Another objective will be to reduce grid losses in transmission and distribution, including the modernization of existing and construction of new grids, replacement of low-efficient transformers, and development of distributed generation, as well as increase in the energy end-use efficiency. Distributed generation is now one of the most actively developed branches of the national energy sector. While this is not a new concept, still lacking is a systematic definition that would allow the unequivocal classification of generation units. The main problem here is the acceptance of a criterion, which can be the installed capacity, connection to transmission or distribution grid, subject to the central power disposal, or the type of the underlying technologies [17].

5. New challenges for electricity utilities Enterprises in the power sector keep on seeking new development strategies. The power sector is going through the biggest

Energy cluster – a civil law agreement which may include individuals, legal entities, academic institutions, research institutes or local government units, for the production and demand balancing, distribution or trading of energy from renewable energy sources or from other sources or fuels, as part of a distribution grid with rated voltage less than 110 kV, in the cluster’s operating area not exceeding the limits of one district within the meaning of the Act of 5 June 1998 on the district governance (J. of L. 2016, Item 814), or five municipalities within the meaning of the Act of 8 March 1990 on the local governance (J. of L. 2016, Item 446); an energy cluster is represented by a coordinator, which is a cooperative, association, or foundation appointed for this purpose, or any member of the cluster specified in the civil law agreement, hereinafter referred to as “energy cluster coordinator”, The Act of 22 June 2016 amending the Act on the renewable energy sources and certain other Acts). 9 Permanent asset impairment occurs when there is a high probability that an asset controlled by a company will not bring in the future a substantial or any economic benefits. This premise justifies a write-down on the asset. 8

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | 16–21

changes in its 130-year history, undermining the legitimacy so far of the operations of monopolies and controls. Until recently power services were perceived as roads and water, where the most successful model was the natural monopoly. One standardized electric cable was enough to connect a network of buildings. Technological options were limited to coal or oil fired steam turbines, and to large hydro dams operating on the economies of scale principles. Transmission was limited to short distances, because each generation unit supplied its own area of operation. The rapid increase in demand allowed power plants to manage new cost-efficient projects. The natural monopoly model was profitable for customers, because it affected drop in prices while ensuring reliability of supply, even at sharp increases in the demand [5]. However, the beginning of the twenty-first century has brought radical changes in developed countries, e.g. USA. The US power market model may also have an impact on European electricity utilities. The scale of the coal and nuclear energy – based generation of electricity delivered to millions of homes is rapidly shrinking and transforming into a model of solar and wind power plants supplying a few or a few hundred homes in the neighbourhood. Demand for electricity has gradually stabilized, so the new wind and solar units displace large fossil fuel – fired units. In addition, new technologies, batteries and electric vehicles provide new tools for distributed energy. Smartphones and smart devices give electricity consumers an unprecedented ability to manage their power consumption. Therefore, there are no longer any grounds for the defence of the monopoly-based model of electricity utilities’ operations in an era when effective technologies in a broad way enable energy distribution and new ownership models. In particular, the power infrastructure development should include the construction of smart grids with smart metering, with which direct interactions and communication between consumers, households or enterprises and other grid users and energy suppliers could be managed. Energy efficiency improvement will continue to play a key role, not only to ensure sustainable development, but also for increasing the competitiveness of Polish power companies. Energy efficiency improvement will also be a tool contributing to the reduction of greenhouse gas emissions [15]. The challenges that the Polish energy sector is facing include increasing the efficiency of coal-fired power stations, increasing the share of the natural gas and renewable energy, including wind, biomass and sun, in electricity generation, as well as increasing the share of combined heat and power generation in total electricity generation, including generation at gas-fired CHP plants [20]. Polish electricity utilities are influenced by many factors, particularly regulatory, technological and market impacts that force increased innovation throughout the value chain. Electricity utilities adapt to the requirements of their environment. Their operation so far in the segments of generation, distribution and sales is undergoing radical transformation as a result of these three major factors. Financial allocations on innovative activities are necessary, but we should be aware that it is those companies that will be able to transform the innovation from a cost centre to 20

a profit centre that will be successful. This process can be called a strategy of adaptation. To achieve this, an appropriate time is needed to implement many elements, such as the combination of innovation with the company’s business objectives or the design and implementation of the operating model of innovation. Innovation is the key to competitiveness, and because of the pace of change in engineering, technology and organization only companies able to introduce innovative changes can stay in the market. “Low technological advancement and low level of innovation in an economy result also in its relatively low competitiveness” [19]. REFERENCES

1. D. Adamski, “Dobór obowiązków regulacyjnych na rynkach hurtowych“ [Choice of regulatory obligations in wholesale markets] [in:] Regulacja rynków telekomunikacyjnych [Regulation of telecommunication markets], S. Piątek (editor), Warszawa 2007, p. 238. 2. A. Chochowski, F. Krawiec, “Zarządzanie w energetyce“ [Management in the power sector], Difin, Warszawa 2008, p. 19. 3. Distributed generation [online], www.revolvy.com. 4. A. Dyląg, “Krótka historia energii elektrycznej“ [A short history of electrical power] [online], http://www.annadylag.pl/ krotka-historia-energii-elektrycznej/. 5. J. Farell, “Electricity’s Un-Natural Monopoly“ [online], https://ilsr.org/ electricitys-unnatural-monopoly/. 6. P. Fox-Penner, “Smart Power: Climate Change, the Smart Grid, and the Future of Electric Utilities“, Island Press, 1 edition, 2010. 7. Godalming: Electricity [online], http://www.exploringsurreyspast.org.uk 8. S. Horbaczewski, J. Nowak, K. Sobieraj, “Dlaczego polskiej elektroenergetyce potrzebna jest giełda energii elektrycznej? “ [Why the Polish power needs a power exchange?] [online], www.cire.pl. 9. F. Krawiec, “Ewolucja planowania rozwoju elektroenergetyki w ramach deregulacji“ [Evolution of electric power development planning in the context of deregulation], Zeszyty Naukowe [Scientific journals], Vol. 6, 1998, p. 8. 10. F. Krawiec, “Konkurencyjność w sektorze elektroenergetycznym“ [Competitiveness in the power sector], Difin 2016. 11. “Le retour de l’Etat régulateur“,Le Monde, 5.07.2010. 12. “Logistyka dla energetyki“ [Logistics for the power sector] [online], www.spedycje.pl. 13. Pearl Street Station, Engineering and Technology History Wiki. 14. “Polska energetyka – historia“ [The Polish energy sector – history] [online], www.agroenergetyka.pl. 15. Raport 2015 KSE [KSE 2015 Report], www.pse.pl. 16. Raport WEO 2016 [WEO 2016 Report] [online], inww.worldenergyoutlook.org/publications/weo-2016; “Sektor energetyczny w Polsce“ [The energy sector in Poland], PAIiIZ, www.paiz.gov.pl. 17. T. Sikorski, E. Ziaja, “Generacja rozproszona na tle obecnej struktury energetyki krajowej“ [Distributed generation against the background of the Polish energy sector’s current structure] , Energetyka [Power engineering], No. 12, 2008, p. 811. 18. URE [Energy Regulatory Office], www.ure.gov.pl.

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | 16–21

19. Z. Wysokińska, “Konkurencyjność w międzynarodowym i globalnym handlu technologiami“ [Competitiveness in the international and global technology trading], Warszawa – Łódź, 2001, p. 7. 20. Zaporowski, “Efektywność energetyczna i ekonomiczna gazowych oraz gazowo-parowych elektrociepłowni opalanych gazem ziemnym“ [Energy and economical efficiency of natural gas fired gas and gas-steam heat and power plants], Acta Energetica, No.1/26, 2016, pp. 152–157.

21. “7 pokus polskiej energetyki 2016“ [7 temptations of the Polish energy sector in 2016], PwC, May 2016; data from the reports of individual energy companies. 22. K. Tchórzewski, “Koncepcja Klastrów Energii w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014–2020“ [Energy cluster concept in Operational Programme Infrastructure and Environment 2014–2020], The Ministry of Energy, 16.12.2016.

Piotr F. Borowski Warsaw University of Life Sciences e-mail: pborowski@autoraf.pl Graduated as M.Sc. and Engineer from the Faculty of Power and Aeronautical Engineering at Warsaw University of Technology, and as Ph.D. from Warsaw School of Economics, an assistant professor at the Department of Production Engineering of Warsaw University of Life Sciences, a member of the Faculty Council (2008–2012 and 2012–2016) and of the departmental committees for quality of education, for teaching, and for didactics. Member of the Rectors’ Committee for Quality of Education (2016–2020). Multiple Erasmus programs scholar, under which he lectured at universities in France, Ireland, Turkey, Portugal and Italy. Member of the International Soil and Tillage Research Organization, organizer and participant of many international scientific conferences, including in Turkey (2008, 2009, 2014), Ukraine (2008, 2010), Egypt (2011, 2013), Dubai (2012, 2014), and Greece (2013). Specialist in transport biofuels and CO2 emission reduction. Author of numerous papers in the field of renewable energy, adaptation strategies in the power sector. Co-author of monographs related to biofuels. Former editor-in-chief of “Zarządzanie i Edukacja” [Management & Education] bimonthly.

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 16–21

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 16–21. When referring to the article please refer to the original text. PL

Strategie rozwoju przedsiębiorstw elektroenergetycznych Autor

Piotr F. Borowski

Słowa kluczowe

sektor elektroenergetyczny, strategia, adaptacja

Streszczenie

Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne są kluczowymi firmami dla gospodarki kraju. Wiele instytucji naukowo-badawczych zajmuje się zagadnieniami dotyczącymi sektora elektroenergetycznego, by znaleźć odpowiedź na pytanie, co powinny uwzględniać tworzone strategie, aby zapewnić bezpieczeństwo energetyczne kraju. Czy firmy powinny stosować strategię adaptacji czy może strategię przełomu? Jeśli będą stosować adaptację, to czy adaptację bierną, czy czynną i w jakich okolicznościach? Te pytania są stale analizowane przez autora, a odpowiedzi mają posłużyć do wypracowania rekomendacji niezbędnych w budowaniu bezpiecznego rynku elektroenergetycznego. W artykule została omówiona struktura rynku i dwa podstawowe modele – model tradycyjny i model konkurencyjny.

1. Znaczenie elektroenergetyki w rozwoju gospodarczym Rozwój gospodarczy państw uzależniony jest od dostępu do energii, zwłaszcza energii elektrycznej. W państwach uprzemysłowionych kluczem do rozwoju gospodarczego jest poprawne funkcjonowanie sektora elektroenergetycznego. Niezbędność energii elektrycznej we wszystkich procesach gospodarczych i konsumpcji czyni z niej dobro publiczne, co skutkuje tym, że racjonalizacja kosztów jej wytworzenia i fizycznej dostawy jest strategicznym wyzwaniem dla gospodarki każdego kraju i przekłada się na właściwe zarządzanie przedsiębiorstwami elektroenergetycznymi. Od połowy lat 90. przedsiębiorstwa poszukują nowych modeli działania na rynku. Z jednej strony poprawa efektywności funkcjonowania sektora energetycznego powinna wpływać na względną obniżkę cen energii, przy zachowaniu jakości, pewności i bezpieczeństwa jej dostaw, a jednocześnie z drugiej strony spółki od kilku lat poszukują nowych modeli działań ze względu na zmianę specyfiki rynków, spadek cen energii oraz pojawienie się sprzedażowej konkurencji pozasektorowej1. Nowe modele biznesowe przedsiębiorstw działających na rynku elektroenergetycznym wymagają nawiązywania współpracy z nowymi partnerami biznesowymi oraz tworzenia nowych relacji handlowych. Według danych URE w roku 2017 średni spadek cen w obrocie dla odbiorców czterech sprzedawców z urzędu wyniesie 4,6%. Spadek cen energii elektrycznej wynika głównie z niższych kosztów zakupu energii oraz tzw. zielonych certyfikatów [18]. Spółki elektroenergetyczne rozwijają swoją działalność i wykorzystują nowe techniki produkcji oraz docierają do coraz odleglejszych miejsc wydobycia. Dla dostawców usług logistycznych wiąże się to z posiadaniem rozwiniętej globalnej sieci oraz znajomością realiów rynków lokalnych, co pozwala zapewnić wysoką jakość usług oraz sprostać lokalnym wymaganiom legislacyjnym [12]. Prognozuje się, że do 2040 roku gospodarka światowa będzie rosła w średnim

tempie 2,8% rocznie. Uwzględniając przewidywane stałe zwiększanie efektywności w wytwarzaniu energii elektrycznej, wzrost globalnego sektora energetycznego będzie wynosić 1,1% rocznie. Przewiduje się, że będzie spadać znaczenie źródeł konwencjonalnych (energia elektryczna wytwarzana z węgla i ropy naftowej – przewidywany wzrost o 0,4% rocznie), przy jednoczesnym wzroście udziału źródeł odnawialnych (energia słoneczna, wiatrowa i geotermalna – wzrost o 7,4% rocznie). Według prognoz opracowanych na bazie ustaleń COP21 rozwój energetyki odnawialnej powinien się przyczynić do osiągnięcia przez nią udziału ok. 37% w wytwarzaniu energii w 2040 roku w porównaniu z 23% obecnie [16]. Początkową formą organizacji sektora energii elektr ycznej był monopol państwowy. Wiązało się to głównie z: 1) strategicznym znaczeniem sektora – jego dysfunkcja mogłaby wpłynąć negatywnie na zdolności obronne państwa; 2) społecznym znaczeniem sektora – energia elektryczna traktowana jest jako dobro pierwszej potrzeby, które powinno być dostarczone do odbiorców, nawet jeśli nie są oni w stanie zapłacić ceny rynkowej; 3) wielkością nakładów inwestycyjnych niezbędnych do utrzymania sprawności i rozwoju infrastruktury; 4) problemami technicznymi i koniecznością centralnego koordynowania systemu – nie ma możliwości magazynowania energii elektrycznej i wartość podaży musi w każdej chwili być równa wartości popytu. Natomiast obecnie funkcjonuje równolegle model rynku konkurencyjnego. 2. Początki elektroenergetyki Historia energii elektrycznej sięga XIX wieku, kiedy to zaczął się formować sektor elektroenergetyczny. Małe elektrownie wodne oraz spalarnie węgla były pierwszymi obiektami, które wytwarzały prąd elektryczny. Pierwsza elektrownia wodna powstała w 1881 roku w Anglii, w Godalming na rzece Wey w punkcie Westbrook Mills. Instalacja została wykonana przez Messrs Calder & Barrett na bazie Siemens AC

Alternator przy zastosowaniu dynama [7]. Energia elektryczna dostarczana przez tę elektrownię posłużyła do oświetlania ulic i dostarczyła energię do prywatnych domów. W 1882 roku dzięki innowacyjnym projektom Edisona z elektrowni węglowej Pearl Street na dolnym Manhattanie popłynął prąd zasilający pierwsze punkty oświetleniowe. W kolejnych latach Edison zbudował ponad 300 elektrowni węglowych na całym świecie [13]. Początki związane z wykorzystaniem energii elektrycznej w Polsce sięgają ostatnich dwóch dekad XIX wieku. Próby takie podejmowały głównie zakłady przemysłowe, cukrownie itp., instalując niewielkie, kilku- lub kilkudziesięciokilowatowe generatory napędzane maszynami parowymi lub silnikami Diesla oraz małe elektrownie wodne [14]. Energia elektryczna z tych źródeł była wykorzystywana początkowo do oświetlenia, głównie przy wykorzystaniu lamp łukowych (ang. arc lights). Milowym krokiem w rozwoju elektroenergetyki w Polsce było wybudowanie na początku XX wieku kilku większych elektrowni miejskich o mocy kilku MW, dostarczających energię elektryczną do oświetlenia domów, ulic, a następnie na potrzeby przemysłu i transportu miejskiego. Rewolucja przemysłowa, która zaczęła się w Anglii, w najlepiej rozwiniętym i najbogatszym wówczas kraju świata, przyczyniła się do szybkiego rozwoju gospodarczego krajów. Anglia posiadała bogactwa naturalne zapewniające produkcję energii elektrycznej głównie na bazie węgla kamiennego. Wraz ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną moce elektrowni rozwijały się, wykorzystując ekonomiczny efekt skali. Im większe stawały się elektrownie, tym tańszy produkowały prąd. Umożliwiło to rozpowszechnianie się elektryczności na świecie i obniżenie jej ceny [4]. 3. Model funkcjonowania przedsiębiorstw elektroenergetycznych na świecie Obecnie na rynku energii elektrycznej funkcjonują dwie konfiguracje sektora elektroenergetycznego. Pierwsza konfiguracja

Konkurencja pozasektorowa ma wymiar międzysektorowy, gdzie inne sektory prowadzą działalność substytucyjną, zaspokajając tę samą potrzebę lub spełniając tę samą funkcję. Może to prowadzić do ograniczenia zysków w danym sektorze, presji na obniżkę cen.

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 16–21

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 16–21. When referring to the article please refer to the original text. PL

obejmuje tradycyjne przedsiębiorstwa posiadające wszystkie fazy, począwszy od wytwarzania, poprzez przesył, a na dystrybucji kończąc, natomiast w drugiej konfiguracji konkurencyjni wytwórcy są dominującym źródłem zaopatrzenia, a sieci przesyłowe i dystrybucyjne umożliwiają powszechny dostęp odbiorcom energii [10]. Tradycyjny sektor elektroenergetyczny w większości krajów bazował na regulowanym rynku2 publicznych sieci przedsiębiorstw elektroenergetycznych (electric utility) [10] i stosował strategię adaptacji biernej, dostosowując się do czynników płynących z otoczenia. Wokół wielkich pionowo zintegrowanych koncernów energetycznych rozwijały się setki małych i średnich firm. Większość ekonomistów uważa, że pionowa integracja wpływała na zwiększenie efektywności [6]. W krajach wysokorozwiniętych, takich jak USA, Kanada czy w krajach Europy Zachodniej oraz w Skandynawii, w energetyce działają duże koncerny często swoim zasięgiem obejmujące cały kraj, region lub stan. Przez prawie cały wiek XX, bo aż do lat 80., rozwój sektora był podporządkowany ekonomii skali. Ekonomia skali i postęp techniczny sprzyjały powstawaniu monopoli narodowych. Następowała pionowa i pozioma integracja [10]. Historycznie rzecz ujmując, elektrownie zawodowe były integralną częścią sieci elektroenergetycznej, w których duże obiekty wytwórcze były celowo zlokalizowane w pobliżu zasobów, co skutkowało tym, że znajdowały się daleko od zaludnionych centrów odbioru. W związku z tym dostarczanie energii odbywało się tradycyjnie poprzez sieci przesyłowe i dystrybucyjne do ośrodków obciążeniowych, a stamtąd do konsumentów. Te rozwiązania były stosowane wtedy, kiedy koszty transportu paliwa konwencjonalnego do elektrowni oraz koszty zintegrowanych technologii wytwarzania znacznie przewyższały koszty rozwoju przesyłu mocy i jej dystrybucji (Power Transmission & Distribution Systems – T&D). Elektrownie zawodowe są zwykle budowane w celu wykorzystania ekonomii skali jako jednorazowe niestandardowe projekty [3]. Jednakże korzyści skali zaczęły słabnąć pod koniec lat 60. i poprzez lata 80. i 90. aż do początku XXI wieku, kiedy odnotowywano systematyczny spadek efektywności funkcjonowania dużych elektrowni zawodowych. Energia elektryczna produkowana przez pionowo zintegrowane elektrownie zawodowe nie była już cenowo konkurencyjna i jednocześnie nie gwarantowała niezawodnego przesyłu na znaczne odległości. Przyczyną słabnącego efektu skali były dwa, wydawałoby się,

niepowiązane ze sobą zjawiska, które wystąpiły na początku lat 60. Po pierwsze osiągnięcie przez parowe jednostki wytwórcze górnego pułapu fizycznych możliwości wynikającego z obiegu Clausiusa-Rankine’a, co powodowało zmniejszanie efektywności energetycznej, oraz po drugie zaczęto na rynku stosować stacjonarne turbiny gazowe i małe generatory wykorzystujące silniki odrzutowe. Nowe udoskonalone turbiny gazowe osiągały wysoki stopień efektywności energetycznej i zaczęły stanowić poważną konkurencję dla dużych jednostek wytwórczych, które znajdowały się w fazie stagnacji [9]. Pierwszym przejawem odchodzenia od modelu firm zintegrowanych pionowo było uchwalenie w USA w 1978 roku ustawy PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act), która promowała oszczędzanie energii elektrycznej (zmniejszenie popytu) i promowała większe wykorzystanie energii pochodzącej z odnawialnych krajowych źródeł (zwiększenie podaży). Ustawa została utworzona w odpowiedzi na kryzys energetyczny 1973 roku3 i jednocześnie okazało się, że o rok wyprzedziła drugi kryzys energetyczny4. Ustawa PURPA dała impuls do tworzenia nowego modelu biznesu w sektorze elektroenergetycznym. Do początku lat 80. XX wieku nawet w krajach o liberalnej gospodarce rynkowej panowało przekonanie, że elektroenergetyka powinna być branżą zmonopolizowaną, pod ścisłą kontrolą instytucji regulujących rynek. W końcu lat 80. i w latach 90. ubiegłego wieku nieefektywność ekonomiczna regulowanych rynków energetycznych stała się tak oczywista, że w wielu krajach rozwiniętych gospodarczo rozpoczął się proces deregulacji. Wydarzenia ostatnich lat w energetyce światowej, zwłaszcza kryzys kalifornijski w 2001 roku5, oraz wydarzenia z roku 2003: gigantyczny blackout na wschodnim wybrzeżu USA i Kanady6 czy we Włoszech7 nie osłabiły tendencji liberalizacyjnych. Mimo wspomnianych kryzysów energetycznych liberalizacja rynku przyniosła niezaprzeczalne korzyści w postaci zwiększenia

efektywności i spadku cen, a firmy zaczęły stosować strategię adaptacji czynnej. Należy przyznać, że kryzysy zmieniły podejście do rozumienia bezpieczeństwa energetycznego i mocno zaakcentowały rolę konkurencyjnego rynku. Schematycznie proces częściowej deregulacji wdrożonej w wyniku kryzysu kalifornijskiego przedstawia rys. 1. Deregulacja rynku podniosła poziom dobrobytu społecznego i na ten fakt miały znaczny wpływ zmiany związane z rozdzieleniem działalności wytwórczej, przesyłowej i sprzedażowej. Jednym z problemów we wdrażaniu deregulacji może być agresywna obrona pozycji rynkowej przez dotychczasowych monopolistów, którzy mogą stosować wszystkie metody ugruntowywania swojej pozycji. Regulator rynku musi zatem zwalczać te praktyki, aby ułatwić wejścia i umożliwić powstanie rzeczywistej konkurencji. W krajach rozwiniętych gospodarczo liberalizowanych jest coraz więcej rynków, które tradycyjnie były regulowanymi monopolami lub quasi-monopolami. Rolą państwa jest tu deregulacja monopoli niekorzystnych dla dobrobytu społecznego i zapobieganie tworzeniu się następnych struktur monopolistycznych. Logika zasad właściwego doboru obowiązków regulacyjnych bazuje na założeniu, że brak konkurencji na rynku energetycznym związany jest przede wszystkim z integracją pionową przedsiębiorstw spowodowaną w znacznej mierze z wysokimi strukturalnymi barierami wejścia (ekonomia skali, ekonomia zakresu oraz wysokie koszty utracone). Na rynkach charakteryzujących się integracją pionową eliminacja konkurencji przez silnego przedsiębiorcę na poziomie detalicznym jest powiązana ze stosowaniem praktyk antykonkurencyjnych również na poziomie rynku hurtowego [1]. Alternatywnym modelem sektora elektroenergetycznego jest energetyka rozproszona. Generacja rozproszona (GR), zwana także wytwarzaniem na miejscu, stanowi zdecentralizowane wytwarzanie energii elektrycznej w wielu małych ośrodkach wytwórczych. Wytwarzanie energii dokonuje się przez małe jednostki lub obiekty wytwórcze,

Rys. 1. Kierunki deregulacji rynku energii elektrycznej w USA / źródło: PGE

Rynek regulowany lub rynek kontrolowany to rynek, na którym rząd kontroluje siły podaży i popytu, a także to, kto i na jakich zasadach może wejść na rynek oraz ustala ceny, jakie mogą być pobierane. Regulowanie rynku jest rzeczą powszechnie stosowaną, zwłaszcza dla rynków, gdzie występują monopole naturalne. Często rynki regulowane są ustalane podczas częściowej prywatyzacji państwowych aktywów. Na rynku regulowanym rządowa agencja regulacyjna może czasem ustanowić regulacje prawne uwzględniające przywileje dla wybranych podmiotów (regulatory capture). 3 Kryzys naftowy, określany też mianem kryzysu paliwowego, energetycznego lub szoku naftowego – kryzys gospodarczy, który rozpoczął się w roku 1973 i objął wszystkie kraje wysoko uprzemysłowione i uzależnione od ropy naftowej oraz wszystkie dziedziny gospodarki światowej. 4 Drugi światowy kryzys energetyczny wybuchł w 1979 roku, gdy strajki w ogarniętym rewolucją Iranie doprowadziły do przerwania wydobycia ropy. Po ucieczce szacha z Iranu produkcję wznowiono, ale dostawy nadal były ograniczone. Trudności na światowych rynkach paliwowych pogłębiły się w następnym roku, po wybuchu wojny iracko-irańskiej. 5 W szczytowym momencie kryzys dotknął 1,5 mln odbiorców końcowych i trwał przeszło rok. 6 W północno-wschodniej części Stanów Zjednoczonych oraz południowo-wschodnich prowincjach Kanady miała miejsce największa awaria sieci elektroenergetycznej w historii Ameryki Północnej. Przerwano dostawy energii elektrycznej w regionie Ohio, Nowego Jorku, Nowej Anglii, Michigan, Ontario, Pensylwanii, północnego New Jersey, a po stronie kanadyjskiej – w prowincji Quebec. W sumie przerwa w dostawie energii elektrycznej objęła około 50 mln ludzi. W wyniku awarii wyłączonych zostało ponad 100 elektrowni w USA i Kanadzie, w tym 22 elektrownie nuklearne (http://www.tvn24.pl). 7 Część Szwajcarii i całe Włochy (od Alp po Sycylię) zostały pozbawione prądu. W sumie największy blackout w historii Europy odciął od prądu około 57 mln osób (http://www. tvn24.pl). 2

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 16–21

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 16–21. When referring to the article please refer to the original text. PL

przyłączone bezpośrednio do sieci rozdzielczych lub zlokalizowane w sieci elektroenergetycznej odbiorcy (za urządzeniami kontrolno-pomiarowymi). W energetyce rozproszonej zwykle produkcja energii elektrycznej dokonuje się na bazie źródeł energii odnawialnych lub niekonwencjonalnych, często w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (kogeneracja rozproszona). 4. Model sektora elektroenergetycznego w Polsce W latach 80. gospodarki krajów Europy Zachodniej odchodziły od modelu państwa jako regulatora rynku, zgodnie z tendencją deregulacyjną, jednakże kryzys ekonomiczny ostatnich lat wpłynął na zrewidowanie tego podejścia. Rozważania nad powrotem do sytuacji, w której rząd jest regulatorem rynku, prowadzi m.in. Francja [11]. Krytycy deregulacji stosowanej w elektroenergetyce w państwach europejskich twierdzą, że skutki tego procesu są często odmienne od planowanych. Deregulacja nie gwarantuje zakładanej obniżki cen energii elektrycznej, natomiast brak centralnej polityki energetycznej grozi niestabilnością rynku i nawet zakłóceniami podaży energii. W Polsce reforma sektora elektroenergetyki na początku lat 90. doprowadziła do powstania 17 elektrowni systemowych oraz 33 przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Takie rozdrobienie elektroenergetyki nie było praktycznie spotykane w światowych gospodarkach. Dokonująca się w Polsce transformacja systemowa wymagała nieustannego rozstrzygania podstawowych kwestii dotyczących sposobu transformacji oraz wyboru modelu funkcjonowania rynku elektroenergetycznego (wolny rynek, rynek regulowany, społeczna gospodarka rynkowa), zakładającej określony zakres i formy oddziaływania państwa na przebieg działalności gospodarczej [18]. Konieczność opracowania modelu rynku energii elektrycznej została po raz pierwszy mocniej zaakcentowana w roku 1998. W lipcu tego samego roku Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów przyjął dokumenty „Program oraz uwarunkowania prywatyzacji sektora energetycznego” oraz „Harmonogram przedsięwzięć związanych z urynkowieniem cen energii elektrycznej”, w których wskazano, między innymi, na konieczność uruchomienia giełdy energii, na której będzie się dokonywał handel energią elektryczną [8]. Dyskusje i dywagacje nad celowością prowadzenia działań zmierzających do zwiększenia stopnia liberalizacji czy też wdrażania regulacji na rynku, w tym na rynku energetycznym, są nadal podejmowane zarówno w rozważaniach teoretycznych, jak i w praktyce gospodarczej. Istotą owego dyskursu jest znalezienie „aurea mediocritas”, czyli oddziaływania zwłaszcza przez politykę gospodarczą

rządu na właściwe proporcje stosowanych instrumentów prawnych i ekonomicznych w procesach gospodarczych, a zatem określenie stopnia regulacji bądź deregulacji wpływających na rynek. Pod pojęciem liberalizacji w energetyce należy rozumieć transformacje w funkcjonowaniu tego sektora, występujące osobno bądź jednocześnie, lecz z różną intensywnością. Zmiany te dotyczą przeobrażania przedsiębiorstw państwowych w spółki zorientowane na otoczenie rynkowe (korporatyzacja), jak również sprzedaży aktywów przedsiębiorstw z państwowych do prywatnych (prywatyzacja). Kolejnym czynnikiem w procesie liberalizacji rynku jest jego deregulacja, która oznacza zminimalizowanie kontroli administracyjnej nad działaniem przedsiębiorstw z sektora elektroenergetycznego. Ponadto istotne jest wprowadzenie konkurencji, czyli możliwości wyboru dostawcy energii przez końcowego odbiorcę [3]. Z dniem 1 lipca 2007 roku nastąpiło uwolnienie rynku energii elektrycznej. Od tego czasu każdy odbiorca może kupować energię elektryczną u wybranego przez siebie sprzedawcy (spółki obrotu). Uwolnienie rynku energii ma na celu wzmocnienie konkurencji na rynku, co teoretycznie wpływa na obniżenie cen. Zgodnie z zasadami wolnego rynku sprzedawcy energii elektrycznej mają rywalizować o klientów, ograniczając koszty i oferując prąd po optymalnych cenach. Z uwolnieniem rynku energii związane jest wprowadzenie zasady TPA (ang. Third Party Access). Zasada TPA polega na udostępnieniu infrastruktury sieciowej elektroenergetycznej (linii przesyłowych lub dystrybucyjnych) przez właściciela tej infrastruktury (przedsiębiorstwo przesyłowe lub dystrybucyjne) przedsiębiorstwom energetycznym prowadzącym działalność w zakresie obrotu energią elektryczną (sprzedawcy energii elektrycznej) w celu dostarczenia energii elektrycznej odbiorcom końcowym. Na przedsiębiorstwie energetycznym, do którego sieci odbiorca jest przyłączony, ciąży obowiązek dostarczenia energii elektrycznej zakupionej przez tego odbiorcę u wybranego przez niego sprzedawcy. W związku z wprowadzeniem zasady TPA konieczne stało się wydzielenie z działalności dotychczas funkcjonujących przedsiębiorstw energetycznych niezależnych spółek obrotu i operatorów systemów dystrybucyjnych. Na koniec 2015 roku moc elektryczna Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w Polsce wynosiła ponad 40 GW. W Polsce nadal dominującą rolę w strukturze mocy odgrywają elektrownie zawodowe opalane węglem kamiennym i brunatnym (28,6 GW), których udział wynosi łącznie ponad 72% całkowitej mocy zainstalowanej w KSE [15]. Można jednakże zauważyć wzrastający udział

elektrowni wiatrowych i innych bazujących na źródłach odnawialnych. Ministerstwo Energii proponuje rozwój klastrów energii8 jako mechanizmów stabilizacji udziału OZE w systemie energetycznym [22]. W ostatnich latach rentowność polskiego segmentu wytwarzania konwencjonalnego znacznie spadła. Wynika to w głównej mierze z utrzymujących się niskich cen hurtowych energii elektrycznej oraz wzrostu udziału produkcji w źródłach niekonwencjonalnych. Od roku 2013 można obserwować systematyczny spadek cen energii elektrycznej [GUS]. Spadek cen w 2015 roku w stosunku do 2014 roku zmusił przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną do dokonania znaczących odpisów, co jednocześnie przełożyło się na wyniki ekonomiczne. W roku 2015 poziom zysku operacyjnego przed opodatkowaniem EBIT (ang. Earnings Before Interest and Taxes) w sektorze wytwarzania (dla 4 największych grup energetycznych – PGE, Enea, Tauron, Energa), w dużej mierze za sprawą odpisów z tytułu trwałej utraty wartości aktywów9, osiągnął poziom poniżej 10 mld zł [21]. Sytuacja w roku 2016 zaczęła się poprawiać i wynik EBIT za 1 półrocze dla sektora energetycznego odnotował wartość dodatnią. Przykładem obrazującym sytuację w sektorze może być EBIT dla firmy PGE w grupie przychodów z energetyki konwencjonalnej, gdzie w 2 kwartale w roku 2015 EBIT wyniósł minus 8,07 mld zł, natomiast w 2 kwartale 2016 plus 0,24 mld zł. Na znaczeniu traci wytwarzanie energii elektrycznej z węgla brunatnego. Przykładem są elektrownie Bełchatów i Turów, których odpis z tytułu trwałej utraty aktywów wyniósł około 8,2 mld zł [21]. W zakresie podniesienia efektywności energetycznej w elektroenergetyce realizowane będą projekty związane ze zwiększaniem sprawności wytwarzania energii elektrycznej, w tym poprzez budowę nowych wysokosprawnych bloków energetycznych. Dodatkowym celem będzie obniżenie wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji, w tym m.in. modernizacja obecnych i budowa nowych sieci, wymiana transformatorów o niskiej sprawności oraz rozwój generacji rozproszonej, a także wzrost efektywności końcowego wykorzystania energii. Generacja rozproszona (GR) stanowi obecnie jedną z najbardziej aktywnie rozwijanych gałęzi krajowej energetyki. Choć nie jest to pojęcie nowe, brak jest wciąż usystematyzowanej definicji pozwalającej w jednoznaczny sposób dokonać klasyfikacji jednostek wytwórczych. Głównym problemem jest tu przyjęcie kryterium, którym może być zarówno wielkość mocy zainstalowanej, przyłączenie do sieci przesyłowej bądź dystrybucyjnej, podleganie centralnej dyspozycji mocy czy wreszcie rodzaj zastosowanych technologii [17].

Klaster energii – cywilnoprawne porozumienie, w którego skład mogą wchodzić osoby fizyczne, osoby prawne, jednostki naukowe, instytuty badawcze lub jednostki samorządu terytorialnego, dotyczące wytwarzania i równoważenia zapotrzebowania, dystrybucji lub obrotu energią z odnawialnych źródeł energii lub z innych źródeł lub paliw, w ramach sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV, na obszarze działania tego klastra nieprzekraczającym granic jednego powiatu w rozumieniu ustawy z dnia 5 czerwca 1998 r. o samorządzie powiatowym (Dz. U. z 2016 r. poz. 814) lub pięciu gmin w rozumieniu ustawy z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (Dz. U. z 2016 r. poz. 446); klaster energii reprezentuje koordynator, którym jest powołana w tym celu spółdzielnia, stowarzyszenie, fundacja lub wskazany w porozumieniu cywilnoprawnym dowolny członek klastra energii, zwany dalej „koordynatorem klastra energii” „Ustawa z dnia 22 czerwca 2016 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw”). 9 Trwała utrata wartości następuje w razie dużego prawdopodobieństwa, że kontrolowany przez spółkę składnik aktywów nie przyniesie w przyszłości w znacznej części lub w ogóle korzyści ekonomicznych. Przesłanka ta, stanowi uzasadnienie do dokonania odpisu aktualizacyjnego wartość składnika majątku. 8

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 16–21

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 16–21. When referring to the article please refer to the original text. PL

ogółem elektrownie zawodowe

31.12.2014

31.12.2015

38 121

40 445

31 631

31 927

• elektrownie zawodowe wodne

2 369

2 290

• elektrownie zawodowe cieplne

29 262

29 637

• na węglu kamiennym

18 995

19 348

• na węglu brunatnym

9 268

9 290

999

• gazowe elektrownie wiatrowe i inne odnawialne

3 877

5 687

elektrownie przemysłowe

2 613

2 831

Tab. 1. Moc elektryczna Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w Polsce / źródło: PSE (2016)

5. Nowe wyzwania przed przedsiębiorstwami elektroenergetycznymi Przedsiębiorstwa należące do sektora elektroenergetycznego nadal poszukują nowych strategii rozwoju. Sektor elektroenergetyczny przechodzi największe zmiany w swojej 130-letniej historii, podważając dotychczasową zasadność funkcjonowania monopoli i kontroli. Do niedawna usługi elektroenergetyczne były postrzegane podobnie jak drogi i wody, gdzie najskuteczniejszym modelem był monopol naturalny. Wystarczył jeden wystandaryzowany kabel elektryczny, by przyłączyć sieć budynków. Opcje technologiczne były ograniczone do turbin parowych zasilanych węglem lub olejem oraz do wielkich zapór wodnych funkcjonujących na zasadach wykorzystujących ekonomię skali. Przesył był ograniczony do niewielkich odległości, gdyż każda jednostka wytwarzająca prąd obsługiwała własne terytorium działania. Gwałtowny wzrost popytu pozwalał elektrowniom na zarządzanie efektywnymi pod względem kosztu nowymi projektami. Model naturalnych monopoli był opłacalny dla klientów, gdyż wpływał na spadek cen przy równoczesnym zagwarantowaniu niezawodności dostaw, nawet w momencie gwałtownego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną [5]. Jednakże początek XXI wieku przyniósł radykalne zmiany w krajach wysoko rozwiniętych, np. USA. Model funkcjonowania rynku elektroenergetycznego w USA może mieć również swoje przełożenie na przedsiębiorstwa branżowe działające w Europie. Skala produkcji energii elektrycznej w USA, produkowanej na bazie węgla i energii jądrowej, dostarczanej do milionów domów gwałtownie się kurczy i przekształca się w model elektrowni słonecznych i wiatrowych, dostarczających mocy do kilku czy kilkuset okolicznych domów. Zapotrzebowanie na energię elektryczną pomału się ustabilizowało, zatem nowe jednostki produkujące energię wiatrową czy słoneczną wypierają duże jednostki produkujące energię z paliw kopalnych. Poza tym nowe technologie, baterie i pojazdy elektryczne dostarczają nowych narzędzi dla energetyki rozproszonej. Smartfony i inteligentne urządzenia dają odbiorcom energii elektrycznej bezprecedensowe możliwości zarządzania zużyciem energii. Nie ma

już zatem dalszych podstaw do ochrony modelu funkcjonowania przedsiębiorstw elektroenergetycznych w formie monopolu w dobie, gdy efektywne technologie umożliwiają w szeroki sposób dystrybucję energii i nowe modele właścicielskie. Rozwój infrastruktury elektroenergetycznej powinien obejmować w szczególności budowę sieci inteligentnych (ang. smart grids) wraz z inteligentnym opomiarowaniem, dzięki którym będzie można zarządzać bezpośrednimi interakcjami i komunikacją między konsumentami, gospodarstwami domowymi lub przedsiębiorstwami oraz innymi użytkownikami sieci i dostawcami energii. Poprawa efektywności energetycznej będzie nadal odgrywała kluczową rolę, nie tylko dla zapewnienia zrównoważonego rozwoju, ale również dla wzrostu konkurencyjności polskich przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Poprawa efektywności energetycznej będzie również narzędziem przyczyniającym się do redukcji emisji gazów cieplarnianych [15]. Wyzwania, jakie stoją przed polskim sektorem elektroenergetycznym, to zwiększenie sprawności elektrowni opalanych węglem, zwiększenie udziału gazu ziemnego i energii ze źródeł odnawialnych, w tym energii wiatru, biomasy i słońca w produkcji energii elektrycznej oraz zwiększenie udziału skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w produkcji energii elektrycznej ogółem, w tym w elektrociepłowniach opalanych gazem ziemnym [20]. Polskie spółki elektroenergetyczne są pod wpływem wielu czynników, zwłaszcza regulacyjnych, technologicznych oraz rynkowych, które wymuszają wzrost innowacyjności w całym łańcuchu wartości. Firmy elektroenergetyczne adaptują się do wymogów otoczenia. Dotychczasowa działalność w segmentach wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży ulega mniej lub bardziej radykalnym przekształceniom na skutek wspomnianych trzech zasadniczych czynników. Nakłady finansowe przeznaczane na działalność innowacyjną są konieczne, ale należy zdawać sobie sprawę, że sukces odniosą te przedsiębiorstwa, które będą potrafiły przekształcić innowacyjność z centrum kosztów w centrum zysków. Proces ten można nazwać strategią adaptacji. Aby to osiągnąć, niezbędny jest odpowiedni czas wdrożenia wielu elementów, takich jak: połączenie innowacyjności z celami biznesowymi spółki czy też zaprojektowanie

i wdrożenie modelu operacyjnego innowacji. Innowacja jest kluczem do konkurencyjności, a tempo zmian w technice, technologii i organizacji sprawia, że tylko przedsiębiorstwa zdolne do wprowadzania zmian innowacyjnych mogą utrzymać się na rynku. „Niskie zaawansowanie technologiczne i niska innowacyjność gospodarki owocują również jej relatywnie niską konkurencyjnością” [19]. Bibliografia 1. Adamski D., Dobór obowiązków regulacyjnych na rynkach hurtowych [w:] Regulacja rynków telekomunikacyjnych, S. Piątek (red.), Warszawa 2007, s. 238. 2. Chochowski A., Krawiec F., Zarządzanie w energetyce, Difin, Warszawa 2008, s. 19. 3. Distributed generation [online], www.revolvy.com. 4. Dyląg A., Krótka historia energii elektrycznej [online], http://www.annadylag. pl/krotka-historia-energii-elektrycznej/. 5. Farell J., Electricity’s Un-Natural Monopoly [online], https://ilsr.org/ electricitys-unnatural-monopoly/. 6. Fox-Penner P., Smart Power: Climate Change, the Smart Grid, and the Future of Electric Utilities, Island Press; 1 edition, 2010. 7. Godalming: Electricity [online], http://www.exploringsurreyspast.org.uk 8. Horbaczewski S., Nowak J., Sobieraj K., Dlaczego polskiej elektroenergetyce potrzebna jest giełda energii elektrycznej? [online], www.cire.pl. 9. Krawiec F., Ewolucja planowania rozwoju elektroenergetyki w ramach deregulacji, Zeszyty Naukowe 1998, vol. 6, s. 8. 10. Krawiec F., Konkurencyjność w sektorze elektroenergetycznym, Difin 2016. 11. Le retour de l’Etat régulateur, Le Monde, 5.07.2010. 12. Logistyka dla energetyki [online], www.spedycje.pl 13. Pearl Street Station, Engineering and Technology History Wiki. 14. Polska energetyka – historia [online], www.agroenergetyka.pl. 15. Raport 2015 KSE, www.pse.pl. 16. Raport WEO 2016 [online], www.worldenergyoutlook.org/publications/weo-2016; Sektor energetyczny w Polsce, PAIiIZ, www.paiz.gov.pl. 17. Sikorski T., Ziaja E., Generacja rozproszona na tle obecnej struktury energetyki krajowej, Energetyka 2008, nr 12, s. 811. 18. URE, www.ure.gov.pl. 19. Wysokińska Z., Konkurencyjność w międzynarodowym i globalnym handlu technologiami, Warszawa – Łódź, 2001, s. 7. 20. Zaporowski B., Efektywność energetyczna i ekonomiczna gazowych oraz gazowo-parowych elektrociepłowni opalanych gazem ziemnym, Acta Energetica 2016, nr 1/26, s. 152–157. 21. 7 pokus polskiej energetyki 2016, PwC, maj 2016; dane z raportów poszczególnych firm energetycznych. 22. Tchórzewski K., Koncepcja Klastry Energii w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014–2020, Ministerstwo Energii, 16.12.2016.

P. F. Borowski | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 16–21

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 16–21. When referring to the article please refer to the original text. PL

Piotr F. Borowski

dr inż. Szkoła Główna Gospodarstwa Wiejskiego w Warszawie e-mail: pborowski@autoraf.pl Magister inżynier Wydziału Mechanicznego Energetyki i Lotnictwa – Politechnika Warszawska oraz doktor Szkoły Głównej Handlowej, adiunkt na Wydziale Inżynierii Produkcji SGGW, członek Rady Wydziału (2008–2012 i 2012–2016) oraz wydziałowych komisji ds. jakości kształcenia, ds. nauki oraz ds. dydaktyki. Członek Rektorskiej Komisji ds. Jakości Kształcenia (2016–2020). Wielokrotny stypendysta Programu LLP Erasmus, w ramach którego prowadził wykłady na uniwersytetach we Francji, Irlandii, Turcji, Portugalii i Włoszech. Członek International Soil and Tillage Research Organization, organizator i uczestnik wielu międzynarodowych konferencji naukowych, m.in. w Turcji (2008, 2009, 2014), Ukrainie (2008, 2010), Egipcie (2011, 2013) Dubaju (2012, 2014), Grecji (2013). Specjalista z zakresu biopaliw transportowych, redukcji emisji CO2. Autor wielu artykułów z zakresu OZE, strategii adaptacji w sektorze elektroenergetycznym. Współautor monografii związanych z biopaliwami. Były redaktor naczelny dwumiesięcznika Zarządzanie i Edukacja.

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | 27–33

Application of the TETRA Wireless Communication System in the Power Industry

Author Anna Chłusewicz

Keywords TETRA, power system, wireless communication system

Abstract The article discusses the TETRA (Terrestrial Trunked Radio) wireless communication system in terms of its use in the power industry. It also discusses basic parameters of the system, its architecture, and possibilities of its application by the power company for voice communication and data transmission both for dispatch communication, direct communication between employees and in telemetry, telecontrol, and in remote control of the power network facilities.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016403

Introduction The wireless voice communication and wireless data transfer systems are an inseparable element of the communication infrastructure in most major organizations. Every power company must provide the required quality of supplied energy and continuity of its supply, as well as maintain high quality in recipient service [2]. Even a short power supply break may mean serious consequences for the energy supplier as well as for energy recipients. A reliable data transmission system and efficient voice communication are necessary for rapid reaction in the event of minor defects, major failures, let alone crisis situations. A power network belongs to critical infrastructure, therefore an efficiently operating, reliable wireless communication system should become part of a well-prospering power company.

1. Wireless communication systems in power industry Wireless communication systems applied in the power sector began to develop in the 1990s. In 1995, the Polish power sector started building a uniform, modern (at that time), trunking radio communication system. This system was based on an analogue standard MPT 1327. From 33 of the then distribution companies as many as 31 selected Digicom-7 system, one selected EDACS (Enhanced Digital Communication System), and one resigned from investment [14]. Systems built separately by particular power plants were supposed to be integrated into one all-Polish communication system, which, however, was not achieved. The so far applied analogue grid provided a not very satisfactory capacity of the system (number of users that may talk at the

CDMA2000

TETRA

GSM/GPRS

Availability

Necessary expansion of infrastructure

The need to build own infrastructure

Commercial grid

Data transmission speed

up to 2.4 Mb/s

19.2 kb/s with protections

50–170 kb/s

Access to the radio channel

CDMA (Code Division Multiple Access),

TDMA (Time Division Multiple Access),

TDMA/FDMA (Time Division Multiple Access/Frequency Division Multiple Access)

Modulation

QPSK (Quadrature Phase Shift Keying),

π/4 DQPSK (π/4 Differential Quanternary Phase Shift Keying),

GMSK/8-PSK (Gaussian Minimum Shift Keying/8-Phase-Shift Keying)

Competitiveness of network infrastructure suppliers

No – limited suppliers

Yes – at least 8 different suppliers

Yes

Trunking communication mode

Yes

Quality of services

Variable, dependent on network load

Excellent

Variable, dependent on network load

Push-to-talk time

Unpredictable, officially approx. 0.5 s

<0,3 s

approx. 1 s

Protection against attack

Weak – hazard of open access from the Internet

Good – private network

Poor

Alarm connections

Limited possibilities of prioritisation

Yes – with the use of prioritisation and expropriation of calls

None

Tab. 1. Selected wireless communication systems [8] 27

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | 27–33

same time), not to mention low possibilities of data transmission. In the days of digitalisation, power companies began to seek digital systems, which, in the first place, will enable wireless, reliable, certain communication in order to coordinate works of power engineers and intervention crews, and which then could also be used for transmission of data in telemetry and telecontrol for remote central control of the power grid. Tab. 1 presents selected characteristic of three wireless communication systems mainly taken into account. Currently for wireless communication in the power sector, the system used most often is GSM (Global System for Mobile Communications), both for communication with the crew in the field and using packet GPRS communication (General Packet Radio Service) for remote control and monitoring of the power grid operation. The GSM system, owing to common access and developed network infrastructure provides almost 100 percent land cover of our country [4]. Therefore, it enables communication with people or objects located in remote, sometimes hardly accessible places without wire telecommunications infrastructure. In addition, there are solutions for monitoring and control systems, using the GPRS system for data transmission [3,5,6]. The system is public, therefore, the user does not have to directly invest in maintenance of the network infrastructure. However, open-access communication system, i.e. GSM, was not designed for special purposes, such as e.g. emergency situations, hazards, i.e. situations of increased radio traffic. In such circumstances, in the GSM system, overload telecommunication network is likely to occur and access to services can be temporarily blocked. We encounter it, for instance, on New Year’s Eve. Also in the event of disconnection or destruction of the base station, the public system may fail and prevent remote control over traffic in the power grid or communication between employees. Attention should also be paid to the voice and data transmission protection level in commercial networks, which is limited in the GSM system.

Fig. 1. TETRA system [9] 28

The above shortages of the GSM systems practically eliminate it from applications in telemetry and telecontrol systems for infrastructures of critical character, including a power system. Use of a purpose-built, hermetic system, ensuring higher transmission safety, having its own telecommunication infrastructure, more resistant to potential hazards, seems to be the best solution. Such a system is a dispatcher system created specifically for security services, uniformed services, as well as various kinds of institutions and companies [7], i.e. TETRA (Terrestrial Trunked Radio) trunking system. Technological development of this system (in particular transmission speed) is limited in relation to the CDMA2000 system or modern public systems, such as LTE (Long Term Evolution), but it has the advantages of a system dedicated for special purposes, which gives it some advantage. Therefore, the TETRA system was selected by a team of specialists for the all-Polish dispatch communication system for the power industry [18].

2. TETRA system The TETRA system is an open standard of digital, wireless, trunking dispatch communication. This system is standardized by ETSI (European Telecommunications Standards Institute). It was created with a view to a special group of recipients who require dedicated telecommunication services of high reliability, directed to closed subscriber groups. The main users of the system are security services, since TETRA enables communication both in conditions of everyday work as well as during hazardous situations, natural disasters, in the event of the need for mobilization of all services. Fig. 1 presents the simplest infrastructure of TETRA system consisting of the following elements: • commutation and management infrastructure of TETRA network • base stations • radio and fixed terminals (mainly for the dispatcher).

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | 27–33

Fig. 2. Time division in the TETRA system [10]

Commutation and management infrastructure of the network consists of the main and local system central unit, with the management and maintenance centre of TETRA network, the network management and local control unit. The system, through the gateways, can cooperate with the external systems, i.e.: public phone network, ISDN network or packet data transmission system [7]. The TETRA system uses multiple access to the TDMA radio channel (Time Division Multiple Access) and modulation π/4 DQPSK (π/4 Differential Quanternary Phase Shift Keying) – quadrature, differential phase modulation. Each channel with the width of 25 kHz is split into four time slots where one time slot supports one communication channel, making it possible to make four independent calls on one carrier frequency. Additionally, one communication channel per base station is reserved and used as a control channel. Time division in the system has been schematically presented in Fig. 2. In this way, for voice communication, it is possible to reach transmission speed of 36 kb/s. For data transmission, there is a possibility to combine time slots to achieve greater speed of transmission, and it depends on the number of slots assigned to a call and on the transfer protection applied. Tab. 2 presents specification of offered speeds. Available throughputs are sufficient for provision of services, i.e.: WAP, sending short text messages or transmission of compressed pictures. Since these speeds are insufficient for multimedia transmission, the TETRA system has been developed, creating the TEDS system (TETRA Enhanced Data Service), fully compatible in reverse [7]. This system combines several frequency channels in the multiplicity of 25 kHz, which enables creation of channels with widths of 50, 100 and 150 kHz, using at the same time modulation π/8 DQPSK and QAM (Quadrature Amplitude Modulation).

Selection of modulation and at the same time maximum possible speed of transmission, depends on the quality and capacity of the received signal that is the distance and land shaping between a mobile terminal and a base station [1]. For instance, at the channel with the width of 50 kHz, the achieved transmission speed is 150 kb/s [7]. This transmission speed is completely sufficient for the needs of the power industry sector [18]. The TETRA system offers many services, which can be widely used in the power system. Major services possible to be provided the TETRA system have been listed in Tab. 3.

3. TETRA system in the power industry A power grid is a critical infrastructure, therefore, the radio communication system used for system management and

Services in the TETRA system Basic services

Voice calls data transmission individual calls (point-to-point)

Teleservices

group calls (point-to-multipoint) group calls with or without confirmation unidirectional group calls

SDS (Short Data Services)

individual messages messages to many subscribers connections with different degree of confidentiality calling authorized prior to implementation by the dispatcher free creation of subscriber groups priorities of access in the event of the access channel overload priority calls with disconnection of ongoing call

Supplementary Services Degree of protections and speed of transmitted data Number of slots

Without protections

Small protection

Large protection

7.2 kb/s

4.8 kb/s

2.4 kb/s

14.4 kb/s

9.6 kb/s

4.8 kb/s

21.6 kb/s

14.4 kb/s

7.2 kb/s

28.8 kb/s

19.2 kb/s

9.6 kb/s

Tab. 2. Data transmission speed in the TETRA system [12]

discrete tapping of calls by a person authorized without the knowledge of the user listening to the environment using a remotely activated terminal (without the knowledge of the user) dynamic allocation and change of the subscriber group Remote blocking of terminals in addition: identification of a subscriber, transfer of a call, pending calls, and many more

Location services based on GPS

Tab. 3. Major services which may be implemented in the TETRA system 29

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | 27–33

control should meet many technical and functional requirements, ensuring safe operation of the entire system. As it has already been mentioned, the reason for the TETRA system implementation by the power company is to ensure broadly understood reliable dispatch communication with crews working in the field and ensuring direct voice communication between the users. The TETRA system, apart from the classic individual communication enables group voice communication as well as the possibility of push-to-talk. It is worth noting the possibility of data transmission during a call. Mobile devices of employees may receive, at any time, maps, diagrams, documentation and to dispatching centre may receive pictures, documentations from failures and other necessary data. The possibility of assignment of priorities to calls is an important feature of the system. It gives the possibility of disconnection of pending calls with a lower priority for more important calls, both voice calls and data transmission. In the case of overload of telecommunication network, it is possible to configure the network in such a way that the priority will be given to calls more important at a given moment from the point of view of the distribution system operator. An important advantage system apart from the Trunking Mode Operation (TMO) is a possibility of communication between two mobile terminals without using the system infrastructure that is Direct Mode Operation (DMO), without participation of the base station. There is also a possibility to expand the coverage of the grid without the need to set up additional base stations, which gives resistance to destruction of base stations or antenna installations. Working modes are presented in Fig. 3. TETRA enables the application of a mobile terminal as a retransmitter that mediates in connection between the base station and the terminal located beyond the range of the grid [7]. GPS system allows to set location of user terminals in the field. Remote tracking allows more control over work of teams in the field and gives the possibility of faster response in case of failure. Mobile and transportable terminals are characterized by great resistance to various weather conditions (temperature, humidity) and conditions related to the operation environment (dust, shocks). The system, is resistant to overloads and provides push-to-talk time shorter than 0.3 s (it is shorter than in the GSM system), even in an alarm situation, with the increased number of calls.

Fig. 3. TETRA system operation modes: a) TMO trunking mode and DMO direct transmission mode, b) DMO mode [7] 30

The TETRA system may be widely used for implementation of communication of the central units with facilities of the network infrastructure. Therefore, it can be widely used in: • telemetry, that is in the process in which automatically collected data from measurements of various parameters of the facility are transmitted to the central units, where they are subject to processing • telecontrol, that is in control of condition of devices or monitoring the course of the technological process at a distance from the central units • remote control of facilities in the power grid. The following subchapters discuss the possibility to use the TETRA system for these purposes.

3.1. Remote control and control of connector points in MV networks In the area of the middle voltage distribution network there are many facilities, such as MV/LV power stations and network distribution points with switches to which the wire telecommunication infrastructure has not been led [3]. Lack of this infrastructure (cable or optical) usually results from high investments costs or technological constraints. As a result, remote control and control over all points are impossible. A solution is to introduce remote monitoring and control in these facilities, using wireless communication system. In practice, it is already implemented in many points based on GSM/GPRS system (Fig. 4). However, the GSM/GPRS system in this application is not free from defects. It turns out that the controlling signals sent through this system do not always reach the receipt points within the expected time. This is associated usually with temporary higher load of the wireless communication system by commercial users. In a crisis situation, when the GSM system is overloaded with

Fig. 4. Schematic diagram of remote control and supervision system in MV networks [11]

A. ChĹ&#x201A;usewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | 27â&#x20AC;&#x201C;33

public calls, the power company will still need an efficient data transmission system, and will not be able to lose communication, which the public operator cannot provide. Therefore, a question arises as to whether a public system can provide operation reliability in the case of emergency. In this case, an undoubtedly good solution would be the hermetic TETRA system with its own commutation and managing infrastructure, as well as base stations, with its own frequency band, with the possibility to determine priorities of connections with short time of push-to-call. At low amount of data needed for sending for monitoring operation of switches and disconnectors for their remote control, the TETRA system would fully would ensure reliable and efficient supervision over the whole traffic in MV network. Through the TETRA network, which would, on the current basis, report on the condition of the middle voltage network, in the event of occurrence of a failure, from the monitoring centre it would be possible to locate the place of failures, bypass the damaged line using an alternative connection and quickly resume current supply.

3.2. Remote monitoring and control of operation of power stations and power plants Electric energy distribution network consists of many power stations and substations. Some of them are in the neighbourhood of cities where the wire telecommunication infrastructure is usually available. Remote monitoring and control are already implemented on the basis of the existing telecommunication infrastructure [1]. In this case, TETRA wireless communication system for transmission of control and measurement data may be used as security, an alternative data transmission system in the event of damage to the existing infrastructure. On the other hand, stations not covered so far by remote supervision, being in remote places that are sometimes hard to reach, may be connected to the system monitoring operation of the transmission system through the TETRA wireless communication system.

Data collected in the SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) system via wire and wireless communication system allow to cover, with remote monitoring, all stations and substations of the distribution system. This allows to shorten the time of the operatorâ&#x20AC;&#x2122;s reaction in the case of defect. Failures reported in real time will then enable immediate action by using possibilities of remote control of a facility and, as a result, minimizing power supply break. Also through the wireless network, it is possible to monitor the operation of the power plant. Maintenance-free power plants, located in places not equipped with wire telecommunication infrastructure may be covered by remote supervision through cyclic transmission of measurement data to the central SCADA system, from where it is also possible to exercise remote control of the facility without sending the service staff.

3.3. Transmission of measurement data in the SmartGrid network SmartGrid is a smart power system, most often defined as a power system strictly integrated with the smart data transmission network. The key elements of the smart are various kinds of measurement devices (sensors, intelligent counters), used for gathering data concerning quality of transmission and supplies, as well as consumption of electric energy in real time. In the SmartGrid network collected data is subject to analysis, with prediction, as well as detection of errors, disturbances, changes in the grid or changes in the volume of supplies or consumption of electric energy, which enables fast and optimum system management [16,17]. SmartGrid is a smart power system that integrates operations of all energy market participants: producers, distributors, recipients in order to reduce costs of electric energy and provide safety, durability and effectiveness of supplies [15], reliable transmission of real-time data plays a crucial role here. The main component of the communication infrastructure in the SmartGrid network is AMI (Advanced Metering Infrastructure), which connects, through teletransmission networks, smart counters and terminals installed at energy recipients with an IT

Fig. 5. Scheme of information flow between the electric power counter and the central IT system [13] 31

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | 27–33

system collecting and managing the data, as well as controlling the whole system. Fig. 5 presents a scheme of information flow between the electric power counter and the central IT system. Initially, it was considered to use the TETRA wireless communication system for data transmission in Zone C of the system that is for data transmission directly from electric energy counters installed directly at each recipient. In order to use own telecommunication infrastructure, built only for the needs of dispatch communication, control and supervision over MV grid, the TETRA system infrastructure, it would be necessary to ensure appropriate capacity of the system (the possibility of cyclical transmission of data from counters of all recipients), which would entail costly, additional expansion of networks both in cities where counters are placed irregularly, and in remote places that are hard to reach, without any telecommunication infrastructure. An additional cost would be investment in final terminals in every energy recipient. Therefore, the wireless communication systems are not an appropriate solution for measurement data transmission from many final terminals. TETRA wireless communication system may be used in zone B (Fig. 5) of AMI infrastructure. Data from subscribers, gathered and pre-processed in concentrators in MV/LV transformer stations may be sent wirelessly to the central IT system via already implemented, own, hermetic TETRA system. This would ensure control over the data sent (priority calls), safety of transmission and its confidentiality.

4. Summary Power companies are at the threshold of implementing the TETRA wireless communication system. The guiding principle is to use basic properties of this system, namely the dispatcher’s communication, raising effectiveness of work of intervention groups in the field through many telecommunication services that the system offers. Construction of own telecommunications infrastructure allows to launch a hermetic system, managed by the power company, used only by authorized users, with a high level of safety and cryptographic security. A system more resistant (than the public systems) to unauthorised access or attack, configured specially according to the user’s needs. The offered speed of data transmission system will completely fulfil the requirements the power engineering sector for the transmission of data in telemetry and telecontrol of power network facilities and in their remote control. This will enable reaching, with remote service, the places not covered so far by wire telecommunication infrastructure, application of alternative connections where wire communication already exists or will replace other wireless solutions, more expensive to operate, thus improving the power grid operation. REFERENCES

1. I. Ozimek et al., “Using TETRA for Remote Control”, Supervision and Electricity Metering in an Electric Power System, WSEAS Transactions on Communications, No. 4, Vol. 7, 2008. 32

2. K. Woliński, “TETRA – europejski system łączności” [TETRA – European communication system], Wiadomości Elektrotechniczne [Electric Engineering News], No. 2, 2005. 3. A. Babś, J. Świderski, “Sterowanie i monitorowanie sieci elektroenergetycznej średniego napięcia z wykorzystaniem łączności bezprzewodowej GSM/GPRS” [Control and monitoring of middle voltage power system with the use of wireless communication], Wiadomości Elektrotechniczne [Electric Engineering News], No. 2, 2005. 4. Website of the Office of Electronic Communication [online], https://www.uke.gov.pl [accessed on: 20.12.2016]. 5. M. Sawicki, “System monitorowania i sterowania pracą obiektów rozproszonych w trybie on-line z wykorzystaniem technologii GPRS i Internetu” [System of monitoring and control of operation of dispersed objects in on-line mode using GPRS technology and Internet] [online], http://www.telemetria.pl/filez/druk/profi_druk.htm [accessed on: 20.11.2016]. 6. “Monitorowanie obiektów elektroenergetycznych SN i SN/nN” [Monitoring MV and MV/LV power facilities] [online], http://www. elektroonline.pl/a/4586,Monitorowanie-obiektow-elektroenergetycznych-SN-i-SNnN [accessed on: 20.11.2016]. 7. S. Gajewski, “Nowe kierunki rozwoju systemów rankingowych w zastosowaniach transportowych” [New directions in development of ranking systems in transport applications], Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej [Scientific Works of the Warsaw Technical University], book 95, 2013. 8. Website tetraforum.pl [online], http://www.tetraforum.pl [accessed on: 20.10.2016]. 9. I. Ozimek et al., “TETRA for Data Communication in a Power Distribution System”, 5th WSEAS Int. Conference on Applied Electromagnetics, Wireless and Optical Communications, Tenerife, Spain, 14–16.12.2007. 10. L. Kossobudzki, “System TETRA”, Telekomunikacja i Techniki Informacyjne [Telecommunication and Information Technologies], No. 3–4, 2005. 11. Specialist trade magazine Urządzenia dla energetyki [Power industry devices] [online], http://www.urzadzeniadlaenergetyki.pl/ index.php? option=com_content&task=view&id=114&Itemid = 27 [accessed on: 20.11.2016]. 12. I. Ozimek, G. Kandus, “SCADA System Using TETRA Communication Network”, World Scientific and Engineering Academy and Society 2002, pp. 444–357. 13. R. Masiąg, “Korzyści z wdrożenia AMI na bazie wniosków z Etapu I” [Benefits from AMI implementation on the basis of conclusions from Stage I], Energa Operator, Warsaw, 13 May 2014. 14. Website of the Polish Association for Transmission and Distribution of Electricity [online], http://www.ptpiree.pl/ [accessed on: 20.11.2016]. 15. A. Babś, “Smart Metering. Podstawowe pojęcie i stan wdrożeń” [Basic notion and implementation condition], Gdańsk Power Industry Institute, 5 April 2014. 16. E. Ancillotti, R. Bruno, M. Conti, “The role of communication systems in smart grids: Architectures, technical solutions and research challenges”, Computer Communications, Vol. 36, No. 17–18, 2013, pp. 1665–1697.

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | 27–33

17. Y. Tsado, D. Lund, K.A.A. Gamage, “Resilient Communications for smart grid ubiquitous sensor network: State of the art. And prospects for next generation”, Computer Communications, Vol. 71, 2015, pp. 34–49.

18. M. Derengowski, H. Paluszkiewicz, M. Skoraszewski, “TETRA – Dyspozytorska sieć radiowa dla spółek energetycznych – przedsiębiorstw o strategicznym znaczeniu dla bezpieczeństwa państwa” [TETRA – Dispatcher’s radio station for power companies – enterprises of strategic importance for state security], Energia Elektryczna [Electric Energy], October 2015.

Anna Chłusewicz Gdańsk University of Technology e-mail: anna.chlusewicz@gmail.com Graduated from the Faculty of Electronics, Telecommunication and Computer Science of Gdańsk University of Technology, where she obtained the degree of Master Engineer in radio communication systems and services (2007). Doctoral candidate at the Department of Power Engineering at the Faculty of Electric Engineering and Automatics at her alma mater. Her present scientific interests relate to using radio communication systems in the power system.

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 27–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 27–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

Zastosowanie systemu bezprzewodowej łączności TETRA w elektroenergetyce Autor

Anna Chłusewicz

Słowa kluczowe

TETRA, system elektroenergetyczny, system bezprzewodowej łączności

Streszczenie

W artykule omówiono system łączności bezprzewodowej TETRA (ang. Terrestrial Trunked Radio) pod kątem jego wykorzystywania w sektorze elektroenergetyki. Omówione zostały podstawowe parametry systemu, jego architektura oraz możliwości jego zastosowania przez przedsiębiorstwo energetyczne do komunikacji głosowej i transmisji danych zarówno w celu łączności dyspozytorskiej, komunikacji bezpośredniej między pracownikami, jak i w telemetrii, telekontroli i w zdalnym sterowaniu obiektami sieci elektroenergetycznej.

Wprowadzenie Systemy bezprzewodowej komunikacji głosowej i bezprzewodowego transferu danych są nieodłącznym elementem infrastruktury komunikacyjnej większości dużych organizacji. Każde przedsiębiorstwo energetyczne musi zapewniać wymaganą jakość dostarczanej energii i ciągłość jej dostawy oraz zachować wysoką jakość obsługi odbiorców [2]. Skutkiem nawet krótkiej przerwy w dostawie energii mogą być poważne konsekwencje zarówno dla dostawcy energii, jak również dla jej odbiorców. Niezawodny system przesyłania danych oraz sprawna łączność głosowa są niezbędne do szybkiej reakcji w przypadku drobnych usterek, większych awarii, nie mówiąc już o sytuacjach kryzysowych. Sieć elektroenergetyczna należy do infrastruktury krytycznej, dlatego sprawnie działający, niezawodny system łączności bezprzewodowej powinien stać się częścią dobrze prosperującego przedsiębiorstwa energetycznego.

CDMA2000

przedsiębiorstwa energetyczne zaczęły szukać systemów cyfrowych, które w pierwszej kolejności umożliwią bezprzewodową, niezawodną, pewną łączność w celu koordynacji prac energetyków i brygad interwencyjnych, a następnie będą również mogły być wykorzystywane do przesyłu danych w telemetrii i telesterowaniu dla zdalnego centralnego kontrolowania sieci elektroenergetycznej. W tab. 1 zestawiano wybrane cechy trzech głównie branych pod uwagę cyfrowych systemów bezprzewodowej łączności. Obecnie do bezprzewodowej łączności w energetyce najczęściej używany jest system GSM (ang. Global System for Mobile Communications), zarówno do komunikacji z załogą w terenie, jak i przez wykorzystanie pakietowej łączności GPRS (ang. General Packet Radio Service) do zdalnej kontroli i monitorowania pracy sieci elektroenergetycznej. System GSM ze względu na powszechny dostęp i rozbudowaną infrastrukturę sieci zapewnia niemal 100-proc.

TETRA

GSM/GPRS

Dostępność

Konieczna rozbudowa infrastruktury

Konieczność budowy własnej infrastruktury

Szybkość transmisji danych

do 2,4 Mb/s

19,2 kb/s z zabezpieczeniami

50–170 kb/s

Dostęp do kanału radiowego

CDMA (ang. Code Division Mulitple Access)

TDMA (ang. Time Division Multiple Access)

TDMA/FDMA (ang. Time Division Multiple Access/ Frequency Division Multiple Access)

Modulacja

QPSK (ang. Quadrature Phase Shift Keying)

π/4 DQPSK (ang. π/4 Differential Quanternary Phase Shift Keying)

GMSK/8-PSK (ang. Gaussian Minimum Shift Keying/8- Phase-Shift Keying)

Konkurencyjność dostawców infrastruktury sieciowej

Nie – limitowani dostawcy

Tak – co najmniej 8 różnych dostawców

Tak

Tryb komunikacji trankingowej

Tak

Nie

Jakość usług

Zmienna, zależna od obciążenia sieci

Znakomita

Zmienna, zależna od obciążenia sieci

Czas zestawiania połączenia

Nieprzewidywalny, oficjalnie ok. 0,5s

<0,3s

ok. 1s

Zabezpieczenie przed atakiem

Słabe – niebezpieczeństwo otwartego dostępu z internetu

Dobre – prywatna sieć

Słabe

Połączenia alarmowe

Ograniczone możliwości priorytetyzacji

Tak – z wykorzystaniem priorytetyzacji i wywłaszczania połączeń

Brak

Tab. 1. Wybrane systemy łączności bezprzewodowej [8]

1. Systemy bezprzewodowej łączności w elektroenergetyce Systemy łączności bezprzewodowej w zastosowaniach w energetyce zaczęły rozwijać się w latach 90. W 1995 roku polska energetyka rozpoczęła budowę jednolitego, nowoczesnego wówczas, trankingowego systemu radiokomunikacyjnego. System ten został oparty na analogowym standardzie MPT 1327. Z 33 ówczesnych spółek dystrybucyjnych aż 31 wybrało system Digicom-7, jedna wybrała system EDACS (ang. Enhanced Digital Communication System), a jedna zrezygnowała z inwestycji [14]. Budowane oddzielnie przez poszczególne zakłady energetyczne systemy miały zostać zintegrowane w jeden ogólnopolski system łączności, co nie doszło do skutku. Wykorzystywana do tej pory sieć analogowa zapewniała pozostawiającą wiele do życzenia pojemność systemu (liczbę użytkowników, jaka może w tym samym czasie prowadzić rozmowę), nie mówiąc już o znikomej możliwości przesyłania danych. W dobie cyfryzacji

Sieć komercyjna

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 27–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 27–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

pokrycie terenu naszego kraju [4].Wzwiązku z tym umożliwia łączność z osobami lub obiektami znajdującymi się w odległych, czasami trudno dostępnych miejscach, które nie posiadają przewodowej infrastruktury telekomunikacyjnej. Ponadto istnieją już rozwiązania systemów monitorowania i sterowania wykorzystujące do przesyłu danych system GPRS [3,5,6]. System ma charakter publiczny, zatem użytkownik nie musi w sposób bezpośredni inwestować w utrzymanie infrastruktury sieci. Jednak ogólnodostępny system łączności, jakim jest GSM, nie został zaprojektowany dla celów specjalnych, takich jak np. sytuacje kryzysowe, stany zagrożenia, tj. sytuacje wzmożonego ruchu radiowego. W takich okolicznościach w systemie GSM może wystąpić przeciążenie sieci telekomunikacyjnej, a dostęp do usług może zostać czasowo zablokowany. Spotykamy się z tym np. w noc sylwestrową. Również w sytuacji odłączenia lub zniszczenia stacji bazowej system publiczny może zawieść i uniemożliwić zdalną kontrolę nad ruchem w sieci elektroenergetycznej lub komunikację między pracownikami. Na uwadze należy też mieć poziom zabezpieczenia transmisji głosu i danych w sieciach komercyjnych, który w systemie GSM jest ograniczony. Powyższe niedomagania systemu GSM praktycznie eliminują go z zastosowań w systemach telemetrii i telekontroli infrastruktur o charakterze krytycznym, jakim jest system elektroenergetyczny. Wykorzystanie zbudowanego specjalnie na własne potrzeby, hermetycznego systemu, zapewniającego wyższe bezpieczeństwo transmisji, posiadającego własną, bardziej odporną na potencjalne zagrożenia infrastrukturę telekomunikacyjną, wydaje się najlepszym rozwiązaniem. Takim systemem jest system dyspozytorski stworzony specjalnie dla służb bezpieczeństwa, służb mundurowych i różnego rodzaju instytucji i przedsiębiorstw [7], tj. system trankingowy TETRA (ang. Terrestrial Trunked Radio). Rozwój technologiczny tego systemu (w szczególności szybkość transmisji) jest ograniczony w stosunku do systemu CDMA2000 czy współczesnych systemów publicznych, jak LTE (ang. Long Term Evolution), ale ma on jednak zalety systemu dedykowanego dla celów specjalnych, co daje mu pewną przewagę. Dlatego to właśnie system TETRA został wybrany przez zespół specjalistów na ogólnopolski system dyspozytorskiej łączności dla energetyki [18]. 1. System TETRA System TETRA jest to otwarty standard cyfrowej, bezprzewodowej, rankingowej łączności dyspozytorskiej. System ten jest standaryzowany przez ETSI (ang. European Telecommunications Standards Istitute). Został stworzony z myślą o specyficznej grupie odbiorców, którzy wymagają dedykowanych usług telekomunikacyjnych o wysokiej niezawodności, skierowanych do zamkniętych grup abonenckich. Głównymi użytkownikami systemu są służby bezpieczeństwa, gdyż TETRA umożliwia łączność zarówno w warunkach codziennej pracy, jak i w sytuacjach zagrożenia, klęsk żywiołowych, podczas konieczności mobilizacji wszystkich służb.

Rys. 1. System TETRA [9]

Rys. 2. Podział czasowy w systemie TETRA [10]

Na rys. 1 przedstawiono najprostszą infrastrukturę systemu TETRA, na którą składają się następujące elementy: • infrastruktura komutacyjna i zarządzająca sieci TETRA • stacje bazowe • terminale radiowe i stałe (głównie dla dyspozytora). Infrastruktura komutacyjna i zarządzająca sieci składa się z głównej i lokalnej centrali systemu, z centrum zarządzania i utrzymania sieci TETRA, bloku zarządzania siecią i sterowania lokalnego. System poprzez bramy może współpracować z sieciami zewnętrznymi, tj.: publiczną siecią telefoniczną, siecią ISDN lub siecią pakietowej transmisji danych [7]. System TETRA wykorzystuje wielodostęp do kanału radiowego TDMA (ang. Time Division Multiple Access) i modulację π/4 DQPSK (ang. π/4 Differential Quanternary Phase Shift Keying) – kwadraturową, różnicową modulację fazy. Każdy kanał o szerokości 25 kHz jest dzielony na cztery szczeliny czasowe, gdzie jedna szczelina czasowa obsługuje jeden kanał komunikacyjny, co pozwala prowadzić cztery niezależne rozmowy na jednej częstotliwości nośnej. Dodatkowo jeden kanał komunikacyjny na stację bazową jest zarezerwowany i wykorzystywany jako kanał sterujący. Podział czasowy w systemie został schematycznie przedstawiony na rys. 2. W ten sposób dla przekazu głosu osiąga się szybkość transmisji rzędu 36 kb/s. Dla transmisji danych istnieje możliwość łączenia szczelin czasowych w celu osiągnięcia większej szybkości transmisji i zależy

ona od liczby szczelin przydzielonych połączeniu oraz od zastosowanego zabezpieczenia transferu. W tab. 2 przedstawiono zestawienie oferowanych szybkości. Dostępne przepływności są wystarczające dla realizacji usług, tj.: WAP, wysyłanie krótkich wiadomości tekstowych, czy transmisji skompresowanych zdjęć. Ponieważ prędkości te są niewystarczające do transmisji multimediów, rozwinięto system TETRA, opracowując system TEDS (ang. TETRA Enhanced Data Service) w pełni kompatybilny wstecz [7]. W systemie tym łączy się kilka kanałów częstotliwościowych w krotności 25 kHz, co umożliwia utworzenie kanałów o szerokościach 50, 100 i 150 kHz, wykorzystując przy tym modulację π/8 DQPSK oraz QAM (ang. Quadrature Amplitude Modulation). Dobór modulacji i jednocześnie maksymalnej możliwej szybkości transmisji zależy od jakości i mocy odbieranego sygnału, czyli od odległości i ukształtowania terenu między terminalem ruchomym a stacją bazową [1]. Przykładowo przy kanale o szerokości 50 kHz osiąga się szybkość transmisji 150 kb/s [7]. To szybkości transmisji w zupełności wystarczające dla potrzeb sektora elektroenergetyki [18]. System TETRA oferuje wiele usług, które mogą znaleźć szerokie zastosowanie w systemie elektroenergetycznym. Ważniejsze usługi możliwe do realizacji w system TETRA zostały zestawione w tab. 3. 3. System TETRA w elektroenergetyce Sieć elektroenergetyczna jest infrastrukturą krytyczną, w związku z tym system

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 27–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 27–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

radiokomunikacyjny wykorzystywany do zarządzania i sterowania systemem powinien spełniać wiele wymogów technicznych i funkcjonalnych, zapewniających bezpieczne działanie całego systemu.

Jak już wcześniej wspomniano, powodami wdrożenia systemu TETRA przez przedsiębiorstwo energetyczne jest zapewnienie szeroko rozumianej niezawodnej łączności dyspozytorskiej z brygadami pracującymi

Stopień zabezpieczenia i szybkość transmitowanych danych Liczba szczelin

Bez zabezpieczeń

Małe zabezpieczenie

Duże zabezpieczenie

7,2 kb/s

4,8 kb/s

2,4 kb/s

14,4 kb/s

9,6 kb/s

4,8 kb/s

21,6 kb/s

14,4 kb/s

7,2 kb/s

28,8 kb/s

19,2 kb/s

9,6 kb/s

Tab. 2. Szybkość transmisji danych w systemie TETRA [12] Usługi w systemie TETRA Usługi podstawowe (ang. Basic services)

połączenia głosowe transmisja danych połączenia indywidualne (punkt-punkt)

Teleusługi (ang. Teleservices)

grupowe (punkt-wielopunkt) grupowe z potwierdzeniem lub bez grupowe jednokierunkowe

Usługi krótkich wiadomości SDS (ang. Short Data Services)

wiadomości indywidualne wiadomości do wielu abonentów połączenia o różnym stopniu poufności wywołanie autoryzowane przed realizacją przez dyspozytora swobodne tworzenie grup abonentów priorytety dostępu w razie przeciążenia kanału dostępowego

Usługi dodatkowe (ang. Suplementary services)

połączenia priorytetowe z rozłączeniem trwającego połączenia dyskretny podsłuch prowadzonych rozmów przez osobę uprawnioną bez wiedzy użytkownika odsłuchiwanie otoczenia za pomocą zdalnie aktywowanego terminalu (bez wiedzy użytkownika) dynamiczny przydział i zmiana grupy abonenckiej zdalne blokowanie terminali ponadto: identyfikacja abonenta, przenoszenie połączenia, połączenia oczekujące i wiele innych

Usługi lokalizacyjne w oparciu o GPS Tab. 3. Ważniejsze usługi możliwe do realizacji w systemie TETRA

Rys. 3. Tryby pracy systemu TETRA: a) tryb trankingowy TMO oraz transmisji bezpośredniej DMO, b) tryb DMO [7]

w terenie oraz zapewnienie bezpośredniej łączności głosowej między użytkownikami. System TETRA poza klasyczną łącznością indywidualną umożliwia grupową komunikację głosową oraz możliwość szybkiego zestawiania połączeń (push-to-talk). Warto zwrócić uwagę na możliwość przesyłania danych podczas trwania połączenia. Do urządzeń mobilnych pracowników mogą być przesyłane w dowolnej chwili mapy, schematy, dokumentacje, a do centrum dyspozytorskiego zdjęcia, dokumentacje z awarii i inne niezbędne dane. Możliwość nadawania priorytetów połączeniom jest ważną cechą systemu. Daje on możliwość rozłączania trwających połączeń o niższym priorytecie na rzecz ważniejszych połączeń zarówno głosowych, jak i transmisji danych. W przypadku przeciążenia sieci telekomunikacyjnej można więc tak skonfigurować sieć, że pierwszeństwo będą miały połączenia ważniejsze w danej chwili z punktu widzenia operatora sieci dystrybucyjnej. Ważnym atutem systemu poza transmisją trankingową (ang. Trunking Mode Operation, TMO) jest możliwość komunikacji między dwoma terminalami ruchomymi bez korzystania z infrastruktury systemu, czyli tryb bezpośredni (ang. Direct Mode Operation, DMO), bez pośrednictwa stacji bazowej. Istnieje też możliwość poszerzania zasięgu sieci bez konieczności stawiania dodatkowych stacji bazowych, co daje odporność na zniszczenie stacji bazowych czy instalacji antenowych. Tryby pracy przedstawia rys. 3. TETRA umożliwia zastosowanie terminalu ruchomego jako retransmitera, który pośredniczy w połączeniu między stacją bazową a terminalem znajdującym się poza zasięgiem sieci [7]. System GPS umożliwia wyznaczanie położenia terminali użytkowników w terenie. Zdalne śledzenie pozwala na większą kontrolę nad pracą zespołów w terenie oraz daje możliwość szybszego reagowania w przypadku awarii. Terminale przenośne i przewoźne charakteryzują się dużą wytrzymałością na różne warunki atmosferyczne (temperatura, wilgoć) oraz warunki związane ze środowiskiem eksploatacji (kurz, wstrząsy). System jest odporny na przeciążenia i zapewnia czas zestawiania połączenia mniejszy niż 0,3 s (jest on krótszy niż w systemie GSM) nawet w sytuacji alarmowej, przy zwiększonej liczbie wywołań. System TETRA może być szeroko wykorzystany do realizacji łączności centrali z obiektami infrastruktury sieci. Tym samym może znaleźć szerokie zastosowanie w: • telemetrii, czyli w procesie, w którym automatycznie gromadzone dane z pomiarów różnych parametrów obiektu są przesyłane do centrali, gdzie podlegają przetwarzaniu • telekontroli, czyli w kontroli stanu urządzeń lub monitorowania przebiegu procesu technologicznego na odległość z centrali • zdalnym sterowaniu obiektami w sieci elektroenergetycznej. W kolejnych podrozdziałach omówiono możliwości wykorzystania dla tych celów systemu TETRA.

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 27–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 27–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

3.1. Zdalna kontrola i sterowanie punktami łącznikowymi w sieciach SN Na obszarze sieci dystrybucyjnej średniego napięcia znajduje się wiele obiektów, takich jak stacje elektroenergetyczne SN/ nn oraz punkty podziału sieci z rozłącznikami, do których nie została doprowadzona przewodowa infrastruktura telekomunikacyjna [3]. Brak tej infrastruktury (kablowej lub optycznej)zazwyczaj wynika z wysokich kosztów inwestycji lub ograniczeń technologicznych. W związku z tym zdalne sterowanie i kontrola nad wszystkimi punktami są niemożliwe. Rozwiązaniem jest wprowadzenie zdalnego monitoringu i sterowania w tych obiektach, przy wykorzystaniu bezprzewodowego systemu łączności. W praktyce jest on już w wielu punktach realizowany w oparciu o system GSM/GPRS (rys. 4). Jednak system GSM/GPRS w tym zastosowaniu nie jest wolny od wad. Okazuje się, że sygnały sterujące przesyłane poprzez ten system nie zawsze docierają do punktów odbiorczych w oczekiwanym czasie. Jest to związane zazwyczaj z czasowym większym obciążeniem systemu łączności bezprzewodowej przez użytkowników komercyjnych. W kryzysowej sytuacji, kiedy system GSM zostanie przeciążony publicznymi połączeniami, przedsiębiorstwo energetyczne nadal będzie potrzebowało sprawnego systemu przesyłu danych i nie będzie mogło sobie pozwolić na utratę łączności, czego nie będzie mógł zapewnić publiczny operator. Dlatego nasuwa się pytanie, czy publiczny system może zapewnić niezawodność działania w sytuacji awaryjnej? W tym przypadku niewątpliwie sprawdziłby się hermetyczny system TETRA, posiadający własną infrastrukturę komutacyjną i zarządzającą oraz stacje bazowe, z własnym pasmem częstotliwościowym, z możliwością ustalania priorytetów połączeń z krótkim czasem zestawiania połączenia. Przy niewielkiej ilości danych, jakie są potrzebne do przesłania w celu monitorowania pracy wyłączników i rozłączników oraz do zdalnego sterowania nimi, system TETRA w pełni zapewniłby niezawodny i sprawny nadzór nad całym ruchem w sieci SN. Poprzez sieć TETRA, która na bieżąco raportowałaby stan sieci średniego napięcia, w wypadku wystąpienia usterek i z centrum monitorowania można by zlokalizować miejsce awarii, obejść uszkodzoną linię połączeniem alternatywnym i w krótkim czasie wznowić dostawę prądu. 3.2. Zdalny monitoring i sterowanie pracą stacji elektroenergetycznych i elektrowni Sieć dystrybucyjna energii elektrycznej składa się z dużej liczby stacji oraz podstacji elektroenergetycznych. Część z nich zlokalizowana jest w pobliżu miast, gdzie przewodowa infrastruktura telekomunikacyjna jest zazwyczaj dostępna. Zdalny monitoring i sterowanie są już realizowane w oparciu o istniejącą infrastrukturę telekomunikacyjną [1]. W tym przypadku bezprzewodowy system łączności TETRA do przesyłu danych sterujących i pomiarowych może być zastosowany jako zabezpieczenie, alternatywny system transmisji danych w razie uszkodzenia istniejącej już infrastruktury.

Rys. 4. Schemat ideowy systemu zdalnego sterowania i nadzoru w sieciach SN [11]

Natomiast stacje nieobjęte dotąd zdalnym nadzorem, znajdujące się w odległych, czasami trudno dostępnych miejscach, mogą zostać podłączone do systemu monitorującego pracę sieci przesyłowej poprzez system bezprzewodowej łączności TETRA. Dane gromadzone w systemie SCADA (ang. Supervisory Control And Data Acquisition) za pośrednictwem przewodowego i bezprzewodowego systemu łączności pozwalają na objęcie zdalnym monitoringiem wszystkich stacji i podstacji sieci dystrybucyjnej. Pozwala to skrócić czas reakcji operatora w przypadku wystąpienia usterki. Awarie raportowane w czasie rzeczywistym umożliwią wówczas natychmiastowe podjęcie działania poprzez wykorzystanie możliwości zdalnego sterowania obiektem, a w rezultacie zminimalizowanie przerwy w dostawie energii. Również poprzez sieć bezprzewodową można monitorować pracę elektrowni. Elektrownie bezobsługowe, znajdujące się w miejscach nieuzbrojonych w przewodową infrastrukturę telekomunikacyjną, mogą zostać objęte zdalnym nadzorem poprzez cykliczny przesył danych pomiarowych do centralnego systemu SCADA, skąd również może odbywać się zdalne sterowanie obiektem bez konieczności wysyłania pracowników obsługi. 3.3. Przesył danych pomiarowych w sieci Smart Grid Smart Grid jest to inteligentny system energetyczny, najczęściej definiowany jako system energetyczny ściśle zintegrowany z inteligentną siecią transmisji danych. Kluczowymi elementami inteligentnego systemu są różnego rodzaju urządzenia pomiarowe (czujniki, inteligentne liczniki),

wykorzystywane do gromadzenia danych dotyczących jakości transmisji i dostaw oraz wielkości poboru energii elektrycznej w czasie rzeczywistym. W sieci Smart Grid zgromadzone dane podlegają analizie, zachodzi predykcja oraz detekcja błędów, zakłóceń, zmian w sieci, czy zmian w wielkości dostaw lub poboru energii elektrycznej, co umożliwia szybkie i optymalne zarządzanie systemem [16,17]. Smart Grid jest to inteligentny system elektroenergetyczny, który integruje działania wszystkich uczestników rynku energii: wytwórców, dystrybutorów, odbiorców w celu obniżenia kosztów energii elektrycznej oraz zapewnienia bezpieczeństwa, trwałości i efektywności dostaw [15], niezawodna transmisja danych w czasie rzeczywistym odgrywa tu kluczową rolę. Głównym komponentem infrastruktury komunikacyjnej w sieci Smart Grid jest AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure), która łączy poprzez sieci teletransmisyjne inteligentne liczniki i terminale zainstalowane u odbiorców energii z systemem informatycznym gromadzącym i zarządzającym danymi oraz kontrolującym cały system. Na rys. 5 przedstawiono schemat przepływu informacji pomiędzy licznikiem energii elektrycznej a centralnym systemem informatycznym. Początkowo rozważano wykorzystanie systemu łączności bezprzewodowej TETRA do transmisji danych w Strefie C systemu, czyli do transmisji danych bezpośrednio z liczników energii elektrycznej zainstalowanych bezpośrednio u każdego odbiorcy. Aby wykorzystać własną, zbudowaną tylko na potrzeby łączności dyspozytorskiej, sterowania i nadzoru nad siecią SN, infrastrukturę systemu TETRA, należałoby

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 27–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 27–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 5. Schemat przepływu informacji pomiędzy licznikiem energii elektrycznej a centralnym systemem informatycznym [13]

zapewnić odpowiednią pojemność systemu (możliwość cyklicznego przesyłu danych z liczników wszystkich odbiorców), co nie obyłoby się bez kosztownej, dodatkowej rozbudowy sieci zarówno w miastach, gdzie liczniki rozmieszczone są nierównomiernie, jak i w trudno dostępnych, odległych miejscach, gdzie brakuje jakiejkolwiek infrastruktury telekomunikacyjnej. Dodatkowym kosztem byłaby inwestycja w terminale końcowe u każdego odbiorcy energii. Dlatego systemy łączności bezprzewodowej nie są odpowiednim rozwiązaniem dla przesyłu danych pomiarowych od dużej liczby terminali końcowych. Bezprzewodowy system łączności TETRA może być natomiast wykorzystany w strefie B (rys. 5) infrastruktury AMI. Dane od abonentów, zgromadzone i wstępnie przetworzone w koncentratorach w stacjach transformatorowych SN/nn, mogą być przesyłane bezprzewodowo do centralnego systemu informatycznego za pośrednictwem już wdrażanego, własnego, hermetycznego systemu TETRA. Zapewniałoby to kontrolę nad przesyłanymi danymi (połączenia priorytetowe), bezpieczeństwo transmisji i jej poufność. 4. Podsumowanie Przedsiębiorstwa energetyczne znajdują się u progu wdrożenia systemu bezprzewodowej łączności TETRA. Myślą przewodnią jest wykorzystanie podstawowej właściwości tego systemu, jaką jest łączność dyspozytorska, podnosząca efektywność pracy grup interwencyjnych w terenie poprzez wiele usług telekomunikacyjnych, które oferuje system. Budowa własnej infrastruktury telekomunikacyjnej pozwala uruchomić zarządzany przez przedsiębiorstwo energetyczne, wykorzystywany tylko przez uprawnionych użytkowników, hermetyczny system o wysokim poziomie bezpieczeństwa i zabezpieczenia kryptograficznego. System bardziej odporny niż systemy publiczne na nieuprawniony dostęp czy atak, konfigurowany specjalnie do potrzeb użytkownika. Oferowana szybkość transmisji danych w zupełności spełni wymagania sektora energetyki na przesył danych w telemetrii

i telekontroli obiektów sieci elektroenergetycznej oraz w ich zdalnym sterowaniu. Umożliwi to dotarcie ze zdalną obsługą do miejsc nieobjętych do tej pory przewodową infrastrukturą telekomunikacyjną, zastosowanie połączeń alternatywnych tam, gdzie łączność przewodowa już istnieje lub zastąpi inne, droższe w eksploatacji rozwiązania bezprzewodowe, co usprawni obsługę sieci elektroenergetycznej. Bibliografia 1. Ozimek I. i in., Using TETRA for Remote Control, Supervision and Electricity Metering in an Electric Power System, WSEAS Transactions on Communications 2008, nr 4, t. 7. 2. Woliński K., TETRA – europejski system łączności, Wiadomości Elektrotechniczne 2005, nr 2. 3. Babś A., Świderski J., Sterowanie i monitorowanie sieci elektroenergetycznej średniego napięcia z wykorzystaniem łączności bezprzewodowej GSM/GPRS, Wiadomości Elektrotechniczne 2005, nr 2. 4. S e r w i s Ur z ę d u Ko m u n i k a c j i Elektronicznej [online], https://www.uke. gov.pl [dostęp: 20.12.2016]. 5. Sawicki M., System monitorowania i sterowania pracą obiektów rozproszonych w trybie on-line z wykorzystaniem technologii GPRS i Internetu [online], http://www.telemetria.pl/filez/druk/ profi_druk.htm [dostęp: 20.11.2016]. 6. Monitorowanie obiektów elektroenergetycznych SN i SN/nN [online], http://www. elektroonline.pl/a/4586,Monitorowanieobiektow-elektroenergetycznych-SN-iSNnN [dostęp: 20.11.2016]. 7. Gajewski S., Nowe kierunki rozwoju systemów rankingowych w zastosowaniach transportowych, Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej 2013, z. 95. 8. Portal tetraforum.pl [online], http://www. tetraforum.pl [dostęp: 20.10.2016]. 9. Ozimek I. i in., TETRA for Data Communication in a Power Distribution System, 5th WSEAS Int. Conference on Applied Electromagnetics, Wireless and

Optical Communications, Tenerife, Spain, 14–16.12.2007. 10. Kossobudzki L., System TETRA, Telekomunikacja i Techniki Informacyjne 2005, nr 3–4. 11. Specjalistyczny magazyn branżowy Urządzeni dla Energetyki [online], http:// www.urzadzeniadlaenergetyki.pl/index. php?option=com_content&task=view&id=114&Itemid=27 [dostęp: 20.11.2016]. 12. Ozimek I., Kandus G., SCADA System Using TETRA Communication Network, World Scientific and Engineering Academy and Society 2002, s. 444–357. 13. Masiąg R., Korzyści z wdrożenia AMI na bazie wniosków z Etapu I, Energa Operator, Warszawa, 13 maja 2014. 14. Serwis Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej [online], http://www.ptpiree.pl/[dostęp: 20.11.2016]. 15. Babś A., Smart Metering. Podstawowe pojęcie i stan wdrożeń, Instytut Energetyki w Gdańsku, 5 kwietnia 2014. 16. Ancillotti E., Bruno R., Conti M.,The role of communication systemsin smart grids: Architectures, technical solutions and research challenges, Computer Communications 2013, t. 36, nr 17–18, s. 1665–1697. 17. Tsado Y., Lund D., Gamage K.A.A., Resilient Communications for smart grid ubiquitous sensor network: State of the art. And prospects for next generation, Computer Communications 2015, t. 71, s. 34–49. 18. Derengowski M., Paluszkiewicz H., Skoraszewski M., TETRA – Dyspozytorska sieć radiowa dla spółek energetycznych – przedsiębiorstw o strategicznym znaczeniu dla bezpieczeństwa państwa, Energia Elektryczna, październik 2015.

A. Chłusewicz | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 27–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 27–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

Anna Chłusewicz

mgr inż. Politechnika Gdańska e-mail: anna.chlusewicz@gmail.com Ukończyła studia na Wydziale Elektroniki, Telekomunikacji i Informatyki Politechniki Gdańskiej, gdzie uzyskała tytuł magistra inżyniera w zakresie systemów i usług radiokomunikacyjnych (2007). Doktorantka w Katedrze Elektroenergetyki na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki macierzystej uczelni. Jej obecne zainteresowania naukowe dotyczą wykorzystania systemów radiokomunikacyjnych w systemie elektroenergetycznym.

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

Design of Transformers

Author Tadeusz Kornas

Keywords power transformer, design, construction, tank

Abstract In this paper the basic designing of high voltage power transformers has been described. The layout and construction of a high voltage and low voltage winding of transformers has been determined. The designing of a tank of transformers has also been considered.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016404

1. Introduction The transformer either single or 3-phase, usually consists of the following elements: a) magnetic circuit, consisting of limbs (core), yokes and clamping structures (providing a flux path b) electric circuit, consisting of Low Voltage winding (LV), High Voltage winding (HV) c) dielectric circuit, consisting of insulationin different form and used at different places in the transformer,namely: core to LV, LV to HV, etc. d) tank and accessories, such as oil, cooling devices, conservators, breathers, terminal insulators and leads.

2. Core – type transformer The magnetic core of the transformer is built up of laminated electrotechnic steel consisting of 3 to 4% silicon. To reduce of the eddy current losses the thickness of lamination should have a very low limit. Thus, a thickness of 0,3 to 0,5 mm is used for the cores. Silicon content in the steel increases its resistivity to eddy currents. The steel gets brittle if the silicon content is increased beyond 3 to 4%. The magnetic properties of an alloy of nickel and iron are much better than silicon steel, but its high cost makes it uneconomical for use in power or distribution transformers.

Fig. 1. 1st,3rd, 5th, layers and etc. 40

The arrangement of the stampings is reversed in successive groups of stampings as shown in Fig. 1 and 2. This arrangement covers the joints and reduce the magnetizing component of the no-load current. Generally, circular coils (winding) are used in a core type of transformer, which indicate theoretically that a circular core should be used. In case of small core types of transformers a rectangular or square limb can be used as shown in Fig. 3. For large transformers stepped core is used and the number of steps will depend upon the kVA rating of the transformer or hence the diameter of the limb of the transformer. The number of steps is increased according to the increase in the kVA rating of the transformer. For example, the three stepped core of transformer is shown in Fig. 4. The relation between diameter “d” and core cross section “Ac” can be expressed as follows: Ac = k d2

(1)

Ac – core cross-section of the transformer, d – diameter of the insulating tube, k – depends upon the number of steps of core of the transformer. The core of three phase cross core-type of transformer is shown in Fig. 5.

Fig. 2. 2nd, 4th,6th, layers and etc.

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

insulating material (insulation)

core

Square

Cruciform

Three stepped

Four stepped

Six stepped

0,71d

0,85d

0,9d

0,93d

0,96d

Tab. 2. The relation between “a” dimention and diameter “d” of insolation tube

rectangular Fig. 3. Insulating material in case of rectangular shaped core

(2) k

square

cruciform

three stepped

four stepped

six stepped

0,45

0,56

0,6

0,62

0,65

Window area is determined as width . height of the window. According to Fig. 5 the centre to centre distance of the core be “H”, then the width of window = H – d. Thus window area Aw (3)

Tab. 1. The relation between “k” factor and core shape

The core circumscribing diameter “d” calculated from equation (1) is given by

Where “b” is the height of the window. The height of the window, is usually b/(H – d) = 2,5 to 4 Thus from the above equations, the height of the window & the width of the window can be calculated.

Three-stepped core

AAAa Ac

a – width of the limb of the core d – diameter of insulating tube

insulating tube

d Fig. 4. Three-stepped core

c d

d a

insulation window

window

H Fig. 5. The core of three phase cross core-type of transformer 41

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

– magnetic flux LV HV

LV winding 2

HV winding

Fig. 6. Single-phase shell – form transformer with sandwich winding

The overall length of the yoke (4) The yoke sectional area is estimated by increasing of the sectional area of the core by approximately 10 to 15%. Width of the yoke will be equal to 0,9d. Height of the yoke = area of the yoke / 0,9d.

3. Shell – type transformer

b) service conditions ( distribution or power transformer) c) labour charges d) the factory organization e) material. Value of factor K for: • three phase core-type power transformer K = 0,6 to 0,65 • three phase core-type distribution transformer K = 0,45 to 0,5 • three phase shell-type transformer K = 1,2 to 1,3 • single phase core-type transformer K = 0,75 to 0,8 • single phase shell-type transformer K = 1.0 to 1,1 The low values of factor K correspondent to low voltages. The cross-sectional area of the core can be determined from:

Each limb of core – type transformers is wound with both the primary and secondary circuits. This arrangement reduces the magnetic leakage, whereas a single phase shell – type transformmer is provided with a single set of windings on a central laminated core as shown in Fig. 6. Such an arrangement forms a shell of iron around the copper. Central leg flux Ф is divided at the yoke, one half Ф/2 towards each side legs. The central leg is rectangular in shape with a side ratio of approximately 1:1,8 to 2,5. Core – type transformers are much simpler in design as compared to shell – type. Core – type permits of easier assembly and insulation of the windings, particularly for high voltages. Core-type transformers are mechanically more stable under short circuit conditions. Shell-type are used only in special cases like furnace transformers, etc.

Bm – maximum flux density in the core of the transformer in Wb/ m2 f – frequency of the power supply in Hz

4. Equation for voltage per turn in terms of the output rating of the transformers.

Output equation expresses a relation between the output of the transformer and the main dimensions and specific electric and magnetic loadings. Apparent power of the three phase transformer S is given by:

Analysis and design of transformer all types is based on the primary and secondary electromotive force – EMF equations. When apparent power of the transformer is given, the EMF per turn Et can be calculated from: (5) S – apparent power of the transformer in kVA n – number of phases of the transformer K – factor which value will depend upon the following: a) type of the transformer ( core or shell – type) 42

Ac = Et / 4,44 f Bm (6a)

For the yoke, the area may be increased by 15%, Ay = 1,15 Ac (6b)

5. Output equation

S = 3,33 f Bm δ kw Ac Aw in VA

(7)

For a single phase core-type transformer: S = 2,22 f Bm δ kw Ac Aw in VA (8) kw – the space factor of the window in m2 Aw – net window area in m2 Δ – current density in A/mm2, average value of δ = 2,4 A/mm2 Ac – core cross-section in m2.

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

6. Window space factor It is the ratio between the cross-section of copper in the window and the total cross-section of the window. Approximate values of the window space factor can be calculated from: (9) V1 – stands for voltage of the high voltage winding in kV. The above value will be for transformers between 50 kVA and 250 kVA. It will be larger for large transformers. For transformers of 1 MVA and above, approximately 20 to 50% larger value may be used that calculated above. For transformers up to 5 kVA, a value 20% less may be used than calculated above.

7. Specific loadings – magnetic and electric The flux density in the core depends upon the steel grades. The flux densityof 1,2 to 1,4 Wb/m2 can be used for hot rolled steel. The cold rolled steel could be worked at much higher flux density, of the order of 1,5 to 1,7 Wb/m2. Use of higher flux density reduces the weight of the transformer and the total losses. Losses problem can be solved by improving on the the cooling system. The flux density assumed should be low for distribution transformer.Iron losses should be low as compared to copper losses in this type. The current density to be used for copper windings is limited due to local heating. The following values for the current density may be used: a) distribution transformers: 1,5 to 2,6 A/mm2 b) power transformers: 2,4 to 3,3 A/mm2 c) large transformers with forced cirulation of oil: 2,8 to 4 A/mm2.

8. Weight of core and yoke of the transformers a) weight of the legs = (number of legs) · (cross-sectional area of the leg) · (height of the leg) · (density of steel). Height of the leg is equal to the height of the window. Number of legs depend upon the number of phases, type of transformer & the transport limitations. The density of the transformer steel is equal to about 7,55 · 103 kg/m3. b) weight of the yoke = (number of yokes) · (cross sectional area of the yoke) · (length of the yoke) · (density of steel). Number of yoke is always two in number. Length of the yoke is C as shown in Fig. 5.

9. Design of the winding In designing the windings, the following procedure may be followed: a) Number of turns and cross-sectional areas The number of turns per phase in Low Voltage winding N2 is calculated by using the EMF per turn (10) where: Et – EMF per turn – see eguation (5), V2 – Low Voltage value in V.

The number of turns per phase in High Voltage winding N1 is determined by the voltage ratio and the number of turns in LV winding N1 = N2V1/V2,

ν = V1/V2, (11)

where ν – voltage ratio. The average current density (12) where δ1 and δ2 are the current densities in HV and LV windings respectively. Cross-sectional areas of LV and HV are then calculated: α1 = I1/ δ1,

α2 = I2/ δ2

(13)

where I1, I2 are phase currents of HV and LV windings, which can be calculated from I1 = S / 3V1Ph, I2 = S / 3V2Ph (14) where S – apparent power of the transformer in VA, V1Ph, V2Ph – phase voltages of HV and LV windings respectively. b) Design of LV winding Mostly the cylindrical winding with rectangular conductor are used. If the conductor size is too big, a number of parallel stranded strips are used. The winding heeight is assumed approximately 80% for the insulation. LV turrns are arranged in two layers in case of cylindrical winding with rectangular conductors. The number of turns per layer is equal to half the total LV turns. Thus the axial space al available for one turn is equal to: al = hw / Nl (15) Where: hw is the winding height, Nl is the number of LV turns per layer. The above calculation fixes the axial size of the conductor or the stranded strips. Radial size can be calculated from the crosssectional area and the axial size. For radial adjustment of LV winding the following sequence is followed in general: a) inner diameter of the insulating cylinder b) the thickness of the insulating cylinder c) oil duct thickness between insulating cylinder and LV winding d) inner diameter of LV winding e) radial thickness of LV winding f) outer diameter of LV winding. The mean leght of the turn lm2 = π Dm2 (16) where Dm2 – mean diameter of LV winding. 43

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

10. Reactance of transformer

The resistance per phase of LV winding at 75o C is calculated: (17) where : γ – electrical conductivity of winding material, α2 – crosssectional area of LV winding, N2 – the number of LV winding. The value of γ should be taken corresponding to a temperature of 75o C, at which resistance is to be calculated. Copper losses per phase in LV winding are calculated

The common types of layout of LV and HV coils in transformers are considered and their approximate reactances are determined as follows: a) Cylindrical coils The position of LV and HV coils shows Fig. 7 Percentage reactance is given by:

PLVC = I R2 (18) 2 2

c) Design of HV winding The cross over type, cylindrical type with circular conductor and the continuous disc type are generally used for high voltahe winding. The winding height may be assumed approximately 70% of the window height. In general, radial adjustment of HV winding is done as follows: a) outer diameter of LV winding b) oil duct c) inner diameter of the insulation cylinder d) thickness of the insulation cylinder e) insulation cylinder f) inner diameter of HV winding g) radial thickness of HV winding h) outer diameter of HV winding. The resistance and copper losses of HV windingis calculated similar to LV winding. c1

(AT) – ampereturns per limb of either coil ( for LV or HV windings) Et – voltage per turn Lmt – mean circumference length of the annular duct μo = 4π10-7 henries/m μ = μo μr, μr – relative permeability. For air & nonmagnetic materials μr = 1, B = μo H b) Layer coils The arrangement of layer coils in transformer is shown in Fig. 8 LV coil of half the number of turns is placed at the ends. The remaining (n-1) LV coils and n HV coils are of equal turns. The percentage reactance of such an arrangement is given by: where n – number of sections.

c1 – width of HV coil

c2 – width of LV coil e – distance between the coils hc – height of the coil

LV winding HV

HV winding

Fig. 7. The position of LV and HV coils aragement

1/ C 2 2

e C1

e C2 e

HV LV

Fig. 8. Layer coils 44

(19)

C1 e 1/ C 2 2

LV winding HV winding

(20)

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

cold – rolled steel

Bm [Wb/m2]

hot – rolled steel

2,00 1,75 1,50 1,25 1,0 0,75

Ampereturns/m 500 1000

2000

at/m

Fig. 9. Ampereturns/m

cold – rolled steel

Losses [W/kg]

hot – rolled steel

thickness of transformer plate = 0,35 mm

4 3 2 1 0

Flux density B 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8

[Wb/m2]

Fig. 10. Core losses

R = r1 + r2’

X = x1 + x2’

I0 V1

Load

Fig. 11. Transformer equivalent circuit

11. Magnetizing current If “b” (see Fig. 5) is the length of each magnetic core limb, and Bmax is the maximum flux density in the core, find ampereturns per meter for Bmax in core, then 3bat/m = ampereturns required for the cores for the three phase core transformers. Knowing flux density in the yoke, find at/m for the magnetic path in the yoke; then 2Cat/m = ampereturns for required for the yoke. By neglecting ampereturns for airgap, ampereturns for the transformer per phase is given by: ATPh = 3b(at/m)c + 2C(at/m)y / 3

(21)

Find the ampereturns for core limb and yoke: Maximum flux density in the core assuming: Bmc =1,25 Wb/m2 Cross-section of core and yoke – see eq.(6a) and (6b) Maximum flux density in the yoke Bmy = Bmc/1,15 = 1,25/1,15 = 1,09 Wb/m2 Ampereturns/m can be found out from the curve shown in Fig. 9 From the curve for hot rolled steel for Bmc = 1,25 Wb/m2 ampereturns /m for core = 400, hence for Bmy = 1,09 Wb/m2, ampereturns/m for yoke = 250. 45

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

The r.m.s. magnetizing current is obtained by the following relation: Im = ATPh / √ 2 (number of turns in primary)

(22)

12. Calculation of losses

Core losses component of the current Iw Iw = total iron losses per phase / phase voltage of the primary winding No load current of a transformer then is given by

In designing the transformer, losses per kg of the material are calculated from the standard curves of transformer steel as a function of flux density, what has been shown in Fig. 10. Multiply by the weight of the material we find out about total losses in the material. Separate calculation must be done for iron losses in the core and the yoke, because of different flux densities in the two parts. The sum of two losses will be total iron losses. The relation between magnetic flux and flux density is Φ = B . A, where B – flux desity, Φ – magnetic flux, A – cross-section. In the core is main flux Φm, while in the yoke and leg of three phase transformers, the magnetic flux is half of main flux Φm in core, hence Φyoke = 0,5Φm as shown in Fig. 6. The no load current Io of the transformer consists of two components: a) the magnetizing component Im, which is in phase with the magnetic flux b) the core losses component Iw,which is opposite in phase to the induced EMF.

(24) The equivalent circuit of a transformer referred to HV side is shown in Fig. 11.

13. Design of tank The temperature rise of windings should not exceed 55o C for natural cooling, 60o C for forced cooling and 65o C for forced water cooling. Oil temperature rise 45o C. Tank walls, tubes and radiators dissipate heat by radiation and convention. By natural cooling 6 W by radiation and 6,5 W by convention are dissipated per m2 of plain tank surface per o C. Thus if the cooling surface of a transformer tank is St m2, it will dissipate (25)

C = 1745 in [mm]

a 2090

a = 325

385

Window

b = 1440

a = 325 d = 350

H = 710

Fig. 12. Core and yoke assembly of a 5 MVA transformer (not in scale)

Twin conductor

Twin conductor with insulation

6.3 mm

12.6 mm

13.8 mm

6.3 mm 4.5 mm

5.7 mm Construction & dimentions of disc

13.8 mm 1

Fig. 13. Construction and dimensions of disc (not in scale) 46

23)

C2 = 57 mm

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

Layout of LV coils

in [mm]

LIMB d = 350 380 494

990

1440

hC2

hC2 < 0.95xb

10 57 C2

13.8

Fig. 14. Layout of LV coils (not in scale)

5.7 Construction & dimensions of disc

3.2

46 47 31 32 16 17 1 2

in [mm]

60 45 30 15

22.8

C1 = 48 Fig. 15. Construction and dimensions of disc (not in scale)

30 LV

494 554 650

in [mm]

42 HV

1356

1440

hC1

hC1 < 0.95b

10 48 C1

22.8

Fig. 16. Layout of HV coils (not in scale)

If this surface is not enough to limit the temperature rise, then the surface of the tank is increased by addition of tubes. Then heat dissipated = 12,5 St + (X – 1) 6,5 · 1,35 St watts or

1,5

2,5

4,0

6,0

10,0

16,0

25,0

Tab. 3. Nominal cross-section area of wire conductor α in (mm2)

(26) The height of the transformer will be the net height over the yoke plus an allowance for space for the base (about 50 to 70 mm ) & about 250 mm height for oil above the yoke. Space is also required for leads, etc. – about 200 to 250 mm. The loss to be dissipated is the full load loss.

Example Design 5 MVA, three phase, 50 Hz, 66 kV / 11 kV / delta / delta connected transformer. Construction core type; cooling ON, temperature rise of oil 50o C. Total losses not more that 50 kW. Find out the detailed dimensions of cores, coils, arrangement of the tank, and so on. 47

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

Tank of the transformer

bushing insulator

400 250

oil over core

115 d = 350 o = 650

2400

o = 650

2090

o = 650

H = 710

Gt = 2800

115

Mt = 2300 in [mm] Fig. 17. Tank of the transformer (not in scale)

2,4

2,7

3,3

4,5

2,8

3,1

3,4

4,1

4,7

5,4

6,7

Tab. 4. Dimentions of a wire (width · thickness)

Voltage per turn: per turn High voltage side: V per phase = 66000 V Turns per phase = 66000 / 26,5 = 2490 Low voltage side: V per phase = 11000 V Turns per phase = 11000 / 26,5 = 415 Core: use core laminations of cold rolled steel of 0,35 mm thickness; mitred core construction 45o cut. Choose flux density 1,6 Wb/m2, specific losses = 1,3 W/kg; use 4 step core , so that the core space factor = 0,62 (tab. 1). Cross-sectional area of core: Ac = Et / 4,44 f Bm = 26,5 / 4,44 · 50 · 1,6 = 7,46 · 10-2 m2 , take d = 350 mm, Ac = 0,076 m2. Take core and yoke of the same cross-section 48

With d = 350 mm, the largest width of the core section and hence the width of the limb = 350 · 0,93 = 325,5 mm, assuming 325 mm = a Area of window Aw S = 3,33 f Bm δ kw Ac Aw, kw = 1,5 / (3 + 0,1V1) = 1,5 / 3 + 0,1 · 66 = 0,16, Aw = 5 · 106 / (3,33 · 7,6 · 10-2 · 0,16 · 3 · 106 · 1,6 · 50) = 0,52 m2 Dimensions of core: d = 350 mm, a = 325 mm, Aw = b(H-d), H-d = 1/4 · b b = 2√ Aw = 2√ 0,52 = 1,44 m, H = 1/4 · b + d =1/4 · 1,44 + 0,35 = 0,71, C = 2H + a = 2 · 0,71 + 0,325 = 1,745 m Low voltage winding I2 = 5 · 106 / (3 · 11 · 103) = 151,5 A, choose current density δ = 3 A/ mm2

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

Area of conductor for LV winding α2 = 151,5 / 3 = 50.5 mm2, LV turns = 415 Choose rectangular conductor 2 strips of 4,5 mm thick · 6,3 mm wide conductor; use paper insulation. Area of 2 conductors = 2 · 4,5 · 6,3 = 57 mm2, then current density = 151,5 / 57 = 2,66 A/mm2 Use disc coils. Insulation: use a bakelite cylinder between the core and LV 5mm thick and stick of 10 mm; the distance between LV and core diameter = 15 mm; paper insulation on conductors 0,5 to 0,6 mm thick. Spacers between coils (disc) 10 mm. We have 415 turns per phase for LV winding. These turns have been split into 41 discs of 10 turns per disc and 42nd disc of 5 turns. For 1 turn we apply twin conductor with 0,6 mm paper insulation which dimensions are: Height of LV coils hc2 = 41 · 10 + 42 · 13,8 = 990 mm, where 41 spacers each of 10 mm are used between discs. Distance between core diameter & LV = 15 mm. Inside diameter of LV = d + 2 · 15 = 350 + 30 = 380 mm. Thickness LV disc = 5,7 · 10 = 57 mm = c2. Outside diameter of LV coils = 380 +2 · 57 = 494 mm. Mean diameter of LV coils = 380 + 57 = 437 mm. Mean length of turn of LV coils = π · 437 =1373 mm = lm2. High voltage winding I1 = 5 · 103 / 3 · 66 · 103 = 25,25 A δ = 3 A/mm2 HV turns per phase = 2490 Size of conductor α1 = I1/δ = 25,25 / 3 = 8,42 mm2. Choose rectangular conductor 4,5 · 2 mm, which area = 9 mm2.Use disc coils as in case of LV. Choose 42 disc coils, also 2490 turns have been divided in 41 discs of 60 turns per disc & 42nd disc of 30 turns. Size conductor with 0,6 mm paper insulation. Spacers between discs = 10 mm each. Height of the HV winding = 41 · 10 + 41 · 22,8 + 11,4= 1356 mm = hc1. The distance between LV and HV coils = 30 mm. Inside diameter of HV coils = 494 + 2 · 30 = 554mm. Thickness of HV coils = 48 mm = c1. Outside diameter of HV coils = 554 + 2 · 48 = 650 mm. Mean diameter of HV coils = 554 + 48 = 602mm. Mean length of turn of HV = π · 602 =1891mm = lm1. Mean length of turn of HV and LV = 0,5 · (1891 + 1373) = 1632 mm = Lmt. Mean height of LV and HV = 0,5 · (990 +1356)=1173mm = mean hc. Outside diameter of HV coils should be less than the distance between adjacent legs, also < H. Layout of HV coils Percentage reactance x% = 2πfμoLmt (AT) (e + (c1 + c2) / 3) / (średnia hc · Et · 100%) AT = I1 · HV turns HV = 25,25 · 2490 = 62 872,5 Et = 26,5 V/turn,

According to Fig. 7: e = 30 mm, c1 = 48 mm, c2 = 57 mm, mean hc = 1,173m, Lmt = 1,632 m. x% = 2π · 50 · 4π · 10-7 · 1,632 · 62872,5 · (0,03 + (0,048 + 0,057)/3) / (1,173 · 26,5 · 100%) = 8,47% Percentage resistance Resistance of LV winding per phase = lm2 · turns /α2 · γ = 1,373 · 415/57 · 56 = 0,178 Ω Resistance of HV winding per phase = lm1 · turns /α1 · γ = 1,891 · 2490/9 · 56 = 9,34 Ω Equivalent resistance R referred to HV side = 9,34 + (66/11)2 · 0,178 = 15,75 Ω = R r% = I1 · R · 100% / V1Ph = 25,25 · 15,75 · 100% / 66 · 103 = 0,6 % Percentage impedance

Copper losses Δ PCu = 3 · I12 · R = 3 · 25,252 · 15,75 = 30,12 kW Weight of iron + Ac· (3b + 2C) · = 0,0076 m2 · (3 · 1,44 + 2 · 1,745) · 7,85 = 4.66 tons = 7.85 ton/m3 – weight density of steel transformer Iron losses = 4,66 · 103 · 1,3 W/kg = 6,058 kW = Δ PFe Full load losses = 30,12 + 6,058 = 36,18 kW = Δ P = Δ PCu + Δ PFe Core losses current per phase Iw = Δ PFe / 3V1Ph = 6058/3 · 66000 = 0,031 A From the curwe in Fig. 9 for cold rolled steel for B = 1,6 Wb/m2, (at/m) for core and yoke = 250 ATPh = (3b + 2C) · (at/m) /3 = 250 · (3 · 1,44 + 2 · 1,745) / 3 = 650,8 A RMS magnetizing current per phase

No-load current

Io% = Io / I1 · 100% = (0,188 / 25,25) · 100% = 0,74 % Design of tank Outside diameter of HV coils = 650 mm. Distance between coils on adjacent legs = H – 650 = 710 – 650 = 60 mm. Keeping the distance between HV discs and tank walls min. 100 mm, in our case = 115 mm. Length of tank Mt = 3 · 650 + 2 · 60 + 2 · 115 = 2300 mm. Breadth of tank Ft = 6500 +2 · 115 = 880 mm. Height of tank Gt = D (height of core ) + distance between core and bottom of the tank + oil level over core + space for leads and 49

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | 40–50

b a Fig. 18. Dimentions of rectangular conductor in (mm)

bushing insulators = 2090 + 60 + 250 + 400 = 2800 mm. Therefore, the tank dimensions are: Length Mt = 2300 mm Breadth Ft = 880 mm Height Gt = 2800 mm.

St · X · (8,8 + 3,7 / X) · Δυ limit = ΔP,

solving this equation:

X = ΔP / 8,8 · St · Δυ limit – 0,42 X = 36180 / 8,8 · 17,81 · 35 – 0,42 = 6,18 Therefore, an additional cooling surface Sc = (X – 1) · St = (6,18 – 1) · 17,81 = 92,3 m2 is to be provided. This cooling surface extention may be provided by 6 radiators each of 50 tubes of 50 mm diameter and height 2200 mm, then additional surface = 6 · 50 · 2,2 · π · 0,05 = 103,7 m2, which is enough for the requirement. If cross-section area α = a · b is not sufficient – use the twin conductor.

Surface of tank St = Gt · Mt · 2 + 2 · Ft · Gt = 2 · Gt · (Mt + Ft) = 2 · 2,8 · (2,3 + 0,88) = 17,81 m2.

REFERENCES

Full load losses to be dissipated = 36180 W = ΔP Temperature rise:

1. B.M. Weedy, “Electric Power Systems“, John Wiley and Sons, 3 rd edition 1989. 2. E. Jezierski, “Transformatory“ [Transformers], WNT, 1975. 3. R. Kurdziel, “Podstawy elektrotechniki“ [Fundamentals of electrical engineering], WNT, 1972.

Δυ = ΔP / 12,5 · St = 36 180 / 12,5 · 17,81 = 162,5o C > Δυ limit = 35o C. If the oil temperature is to be limited to 50o C; the outside tank temperature should be limited to 35o C, instead of 162,5o C. Hence it is necessary to extend the cooling surface, according to equation:

Tadeusz Kornas Wrocław University of Science and Technology e-mail: tadeuszkornas@wp.pl After five years of studies at Power Engineering Institute of Wrocław University of Science and Technology, author worked as an assistant at the Power Engineering Institute (1973–1978). Subsequently, he was employed as a designer at the Power Systems Automation Institute (1978–1979). After receiving PhD degree at the Wrocław University of Science and Technology, he worked at Power Engineering Institute of Wrocław University of Science and Technology as an academic lecturer. At ABB Dolmel LLC he worked as a quality specialist (1991–1995) and then as a quality manager at Utility treatment plant in Wroclaw (1995–2000). Subsequently he took a position as a quality inspector at the printing office in Wroclaw (2006–2010). From October 2010 he is retired.

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

Projektowanie transformatorów Autor

Tadeusz Kornas

Słowa kluczowe

transformator mocy, projektowanie, budowa, kadź

Streszczenie

W artykule przedstawiono podstawy projektowania transformatorów mocy wysokiego napięcia. Określono konstrukcję i rozłożenie uzwojenia wysokiego i niskiego napięcia. Przedstawiono również projekt kadzi transformatora.

1. Wstęp Transformator, zarówno 1-, jak i 3-fazowy, zwykle składa się z następujących elementów: a) obwód magnetyczny, złożony z kolumn (rdzeń), cewek i struktur zaciskowych (zapewniających ścieżkę strumienia) b) obwód elektryczny, składający się z uzwojenia niskiego napięcia (nn) i uzwojenia wysokiego napięcia (WN) c) obwód dielektryczny, złożony z izolacji w różnych postaciach i stosowanej w różnych miejscach w transformatorze, m.in.: między rdzeniem a nn, między nn a WN d) kadź i akcesoria, takie jak olej, urządzenia chłodzące, konserwatory, odpowietrzniki, izolatory przepustowe i przewody. 2. Transformator typu rdzeniowego Rdzeń magnetyczny takiego transformatora jest zbudowany z laminowanych blach ze stali elektrotechnicznej zawierającej 3–4% krzemu. Aby zmniejszyć prądy wirowe, grubość laminowania powinna być jak najmniejsza. Tak więc do budowy rdzenia używa się blach o grubości 0,3–0,5 mm. Zawartość krzemu w stali zwiększa oporność na prądy wirowe. Stal staje się krucha, gdy zawartość krzemu wzrośnie powyżej 3–4%. Właściwości magnetyczne stopu niklu i żelaza są znacznie lepsze niż stali krzemowej, ale jego wysoki koszt sprawia, że stosowanie go w transformatorach mocy lub rozdzielczych jest nieekonomiczne. Układ wytłoczek jest odwrócony w ich kolejnych grupach, jak pokazano na rys. 1–2. Układ taki pokrywa złącza i zmniejsza składową magnesowania prądu jałowego. Zazwyczaj w transformatorach typu rdzeniowego stosuje się zwoje okrągłe (uzwojenia), co teoretycznie wskazuje, że należy stosować rdzenie okrągłe. W małych transformatorach rdzeniowych można stosować kolumny prostokątne lub kwadratowe, jak pokazano na rys. 3. W dużych transformatorach stosuje się rdzenie schodkowe. Liczba schodków zależy od znamionowej mocy transformatora, a więc średnicy kolumny transformatora. Liczba schodków rośnie wraz ze wzrostem mocy znamionowej transformatora. Zależność pomiędzy średnicą d i przekrojem rdzenia Ac można wyrazić w następujący sposób: Ac = k d

(1)

Rys. 1. Warstwy 1, 3, 5...

Rys. 2. Warstwy 2, 4, 6…

materiał izolacyjny (izolacja)

rdzeń prostokątny Rys. 3. Materiał izolacyjny w przypadku rdzenia prostokątnego

Rdzeń 3-schodkowy

AAAa Ac

a – szerokość kolumny rdzenia d – średnica rury izolacyjnej

rura izolacyjna

d Rys. 4. 3-schodkowy rdzeń transformatora

A c – przekrój poprzeczny rdzenia transformatora d – średnica rury izolacyjnej k – zależy od liczby schodków rdzenia transformatora. Rdzeń typu krzyżowego transformatora 3-fazowego pokazano na rys. 5 Średnica okręgu opisanego na rdzeniu d obliczona z równania (1) wynosi: (2)

Powierzchnia okien jest określana jako szerokość . wysokość okna. Według rys. 5 odległość pomiędzy środkami rdzenia wynosi H, czyli szerokość okna = H – d. A więc powierzchnia okien wynosi Aw (3) gdzie: b – wysokość okna. Wysokość okna zazwyczaj wynosi: b / (H – d) = 2,5–4

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

kwadratowy

krzyżowy

3-schodkowy

4-schodkowy

6-schodkowy

0,45

0,56

0,6

0,62

0,65

Tab. 1. Zależność współczynnika k od kształtu rdzenia

kwadratowy

krzyżowy

3-schodkowy

4-schodkowy

6-schodkowy

0,71d

0,85d

0,9d

0,93d

0,96d

Tab. 2. Zależność pomiędzy wymiarem a rdzenia a średnicą d tuby izolacyjnej

c d

d a

izolacja okno

okno

Rys. 5. Rdzeń typu krzyżowego transformatora 3-fazowego

– strumień magnetyczny nn

uzwojenie nn

WN nn

uzwojenie WN

Transformatory typu rdzeniowego mają znacznie prostszą konstrukcję w porównaniu z transformatorami płaszczowymi. Typ rdzeniowy umożliwia łatwiejszy montaż i izolację uzwojeń, zwłaszcza przy wysokich napięciach. Transformatory typu rdzeniowego są bardziej stabilne mechanicznie w stanie zwarcia. Typ płaszczowy stosuje się tylko w szczególnych przypadkach, takich jak np. transformatory piecowe. 4. Równanie napięcia zwojowego w odniesieniu do mocy znamionowej transformatorów Analiza i projektowanie wszystkich typów transformatorów opiera się na równaniach siły elektromotorycznej dla obwodu pierwotnego oraz wtórnego. Gdy znana jest moc pozorna transformatora, wartość EMF na zwój Et można obliczyć z: (5) S – moc pozorna transformatora w kVA n – liczba faz transformatora K – współczynnik, którego wartość zależy od następujących czynników: a) typ transformatora (rdzeniowy lub płaszczowy) b) warunki eksploatacji (transformator mocy lub rozdzielczy) c) koszty robocizny d) organizacja fabryki e) materiał. Wartość współczynnika K dla: • 3-fazowych transformatorów mocy typu rdzeniowego: K = 0,6–0,65 • 3-fazowych transformatorów rozdzielczych typu rdzeniowego: K = 0,45–0,5 • 3-fazowych transformatorów typu płaszczowego: K = 1,2–1,3 • 1-fazowych transformatorów typu rdzeniowego: = 0,75–0,8 • 1-fazowych transformatorów typu płaszczowego: K = 1,0–1,1. Niskie wartości współczynnika K odpowiadają niskim napięciom. Pole przekroju rdzenia można określić z: Ac = Et / 4,44 f Bm (6a)

Rys. 6. 1-fazowy transformator płaszczowy z uzwojeniem warstwowym

Jak więc wynika z powyższych równań, wysokość okna i szerokość okna można obliczyć. Całkowita długość jarzma (4) Pole powierzchni przekroju jarzma szacuje się poprzez zwiększenie pola powierzchni przekroju rdzenia o ok. 10–15%. Szerokość jarzma równa się 0,9d. Wysokość jarzma = powierzchnia jarzma / 0,9d.

3. Transformator typu płaszczowego Na każdej kolumnie transformatora typu rdzeniowego nawinięte są uzwojenia zarówno pierwotne, jak i wtórne. Układ taki zmniejsza rozproszenie magnetyczne, podczas gdy 1-fazowe transformatory typu płaszczowego wyposażone są w pojedynczy zestaw uzwojeń na środkowym rdzeniu laminowanym, jak pokazano na rys. 6. Taki układ tworzy powłokę żelaza wokół miedzi. Strumień Ф w kolumnie środkowej podzielony jest na jarzmie, po połowie Ф/2 na kolumny boczne. Kolumna środkowa ma kształt prostokąta o stosunku boków ok. 1:1,8–2,5.

Bm – maksymalna gęstość strumienia w rdzeniu transformatora, Wb/m2 f – częstotliwość zasilania, Hz. Dla jarzma pole to można zwiększyć o 15%, Ay = 1,15 Ac. (6b) 5. Równanie wyjścia Równanie wyjścia wyraża związek pomiędzy parametrami wyjścia transformatora a głównymi wymiarami i szczególnymi obciążeniami elektrycznymi i magnetycznymi. Moc pozorna transformatora 3-fazowego S równa się: S = 3,33 f Bm δ kw Ac Aw w VA

(7)

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

Dla transformatora 1-fazowego typu rdzeniowego: S = 2,22 f Bm δ kw Ac Aw w VA

(8)

kw – współczynnik wypełnienia okna, m2 Aw – powierzchnia netto okna, m2 δ – gęstość prądu w A/mm2, średnia wartość δ = 2,4 A/mm2 Ac – przekrój poprzeczny rdzenia, m2. 6. Współczynnik wypełnienia okna Jest to stosunek pola przekroju miedzi w oknie do całkowitego pola przekroju okna. Orientacyjne wartości współczynnika wypełnienia okna można obliczyć z: (9) V1 – oznacza napięcie uzwojenia wysokiego napięcia, kV Powyższa wartość obowiązuje dla transformatorów i wynosi od 50 kVA do 250 kVA. Dla dużych transformatorów będzie większa. Dla transformatorów 1 MVA i większych przyjąć można wartość o około 20 do 50% większą od obliczonej powyżej. Dla transformatorów do 5 kVA przyjąć można wartość o 20% mniejszą od obliczonej powyżej. 7. Obciążenia szczególne – magnetyczne i elektryczne Indukcja magnetyczna w rdzeniu zależy od gatunku stali. Dla stali walcowanej na gorąco można przyjąć indukcję magnetyczną 1,2–1,4 Wb/m2, dla stali walcowanej na zimno zaś znacznie wyższą – 1,5–1,7 Wb/ m 2. Zastosowanie wyższej gęstości strumienia zmniejsza wagę transformatora i łączne straty. Problem strat można rozwiązać poprzez udoskonalenie układu chłodzenia. Założona indukcja magnetyczna powinna być niższa dla transformatorów rozdzielczych. Straty w żelazie powinny być niższe w porównaniu ze stratami w miedzi w tego typu transformatorach. Gęstość prądu w uzwojeniach miedzianych jest ograniczona ze względu na lokalne nagrzewanie. Można przyjąć następujące wartości gęstości prądu: a) transformatory rozdzielcze: 1,5 do 2,6 A/mm2 b) transformatory mocy: 2,4 do 3,3 A/mm2 c) duże transformatory z wymuszonym obiegiem oleju: 2,8 to 4 A/mm2. 8. Waga rdzenia i jarzmo transformatorów a) waga kolumn = (liczba kolumn) · (pole powierzchni przekroju kolumny) · (wysokość kolumny) · (ciężar właściwy stali) Wysokość kolumny jest równa wysokości okna. Liczba kolumn zależy od liczby faz i typu transformatora oraz ograniczeń transportowych. Ciężar właściwy stali transformatorowej wynosi ok. 7,55 · 103 kg/m3. b) waga jarzma = (liczba jarzm) · (pole powierzchni przekroju jarzma) · (długość jarzma) · (gęstość stali) Liczba jarzm zawsze wynosi 2. Długość jarzma C pokazano na rys. 5. 9. Projektowanie uzwojenia Przy projektowaniu uzwojeń należy przestrzegać następującej procedury:

a) Liczba zwojów i pól przekrojów poprzecznych Liczbę zwojów na fazę dla uzwojenia niskiego napięcia N2 oblicza się, wykorzystując EMF na zwój

Średnia długość zwoju lm2 = π Dm2 (16) gdzie: Dm2 – średnia średnica uzwojenia nn.

(10)

Rezystancję na fazę uzwojenia nn w 75oC oblicza się następująco:

gdzie: Et – EMF na zwój (patrz równanie 5), V2 – napięcie niskie, V.

(17)

Liczbę zwojów na fazę w uzwojeniu wysokiego napięcia N1 określa się na podstawie przekładni i liczby zwojów w uzwojeniu nn. N1 = N2V1 / V2, ν = V1/V2 (11) Gdzie v: przekładnia. Średnia gęstość prądu (12) gdzie: δ1 oraz δ2 to, odpowiednio, gęstości prądu w uzwojeniach WN i nn. Następnie oblicza się pola przekroju uzwojeń nn i WN: α1 = I1/ δ1, α2 = I2 / δ2

(13)

gdzie: I1, I2 to prądy fazowe uzwojeń WN, i nn, które można obliczyć z I1 = S / 3 V1Ph, I2 = S / 3 V2Ph (14) gdzie: S – moc pozorna transformatora, VA V1Ph, V2Ph – napięcia fazowe, odpowiednio, uzwojeń WN i nn. b) Projektowanie uzwojenia nn Na ogół stosuje się uzwojenia cylindryczne z przewodów prostokątnych. Jeśli przekrój przewodu jest zbyt duży, używa się kilka równoległych splecionych taśm. Wysokość uzwojenia przyjmuje się jako ok. 80% wysokości izolacji. Zwoje uzwojeń cylindrycznych nn z przewodów prostokątnych układa się w dwóch warstwach. Liczba zwojów w warstwie równa jest połowie całkowitej liczby zwojów nn. Zatem przestrzeń osiowa al dostępna dla jednego zwoju jest równa: al = hw / Nl (15) gdzie: hw – wysokość uzwojenia, Nl – liczba zwojów nn w warstwie. Powyższe obliczenie określa wymiar osiowy przewodu lub taśm splecionych. Wymiar promieniowy można obliczyć na podstawie pola powierzchni przekroju poprzecznego i wymiaru osiowego. W celu promieniowego ustawienia uzwojenia nn zazwyczaj postępuje się w następującej kolejności: a) ś re d n i c a we w nę t r z n a c y l i nd r a izolacyjnego b) grubość cylindra izolacyjnego c) grubość przewodu olejowego pomiędzy cylindrem izolacyjnym i uzwojeniem nn d) wewnętrzna średnica uzwojenia nn e) grubość promieniowa uzwojenia nn f) zewnętrzna średnica uzwojenia nn.

gdzie: γ – przewodność elektryczna materiału uzwojenia, α 2 – pole przekroju poprzecznego uzwojenia nn, N2 – liczba zwojów uzwojenia nn. Należy przyjąć wartość γ odpowiadającą temperaturze 75oC, dla której obliczać się będzie rezystancję. Oblicza się straty w miedzi na fazę uzwojenia nn PLVC = I22 R2 (18) c) Projektowanie uzwojenia WN Zwykle stosuje się następujące rodzaje uzwojeń wysokiego napięcia: krzyżowe (cross over), cylindryczne z przewodem okrągłym (cylindrical with circular conductor) i dyskowe (continuous disc). Wysokość uzwojenia można w przybliżeniu założyć jako 70% wysokości okna. Zazwyczaj promieniowe ustawienie uzwojenia WN odbywa się następująco: a) zewnętrzna średnica uzwojenia nn b) przewód olejowy c) ś re d n i c a we w n ę t r z n a c y l i n d r a izolacyjnego d) grubość cylindra izolacyjnego e) cylinder izolacyjny f) wewnętrzna średnica uzwojenia WN g) grubość promieniowa uzwojenia WN h) zewnętrzna średnica uzwojenia WN. Rezystancję i straty w miedzi uzwojenia WN oblicza się podobnie jak dla uzwojenia nn. 10. Reaktancja transformatora Poniżej przedstawiono typowe układy cewek niskiego i wysokiego napięcia, a ich przybliżone reaktancje określa się w następujący sposób: a) Cewki cylindryczne Położenie cewek górnego i dolnego napięcia pokazano na rys. 7 Reaktancję w procentach określa wzór: (19) gdzie: (AT) – amperozwoje na kolumnę każdej z cewek (dla uzwojeń nn lub WN) Et – napięcie zwojowe Lmt – średnia długość obwodu kanału pierścieniowego μo = 4π10-7 H/m μ = μo μr, μr – przenikalność względna. Dla powietrza i materiałów niemagnetycznych: μr = 1, B = μo H.

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

magnetyczną w rdzeniu, to amperozwoje na jednostkę długości (m) można zapisać w postaci 3 · b · at/m. Znając indukcję magnetyczną w jarzmie, to amperozwoje na jednostkę długości (at/m) można zapisać w postaci 2 · C · at/m. Pomijając amperozwoje dla szczeliny powietrznej, amperozwoje dla transformatora na fazę można określić z zależności (21):

c1 – szerokość cewki WN

c2 – szerokość cewki nn e – odległość pomiędzy cewkami hc – wysokość cewek

uzwojenie nn WN

uzwojenie WN

ATPh = 3b (at/m) c + 2C (at/m) y/3 (21)

Rys. 7. Położenie cewek górnego i dolnego napięcia

e C2

uzwojenie nn

Określenie amperozwojów dla kolumny rdzenia i jarzma: Maksymalna indukcja magnetyczna w rdzeniu, przyjmując: Bmc = 1,25 Wb/m2 Przekroje rdzenia i jarzma – patrz równania (6a) i (6b) Maksymalna indukcja magnetyczna w jarzmie

uzwojenie WN

Bmy = Bmc / 1,15 = 1,25 / 1,15 = 1,09 Wb/ m2

1/ C 2 2 e C1

WN nn

Amperozwoje/m można wyznaczyć z krzywej, jak pokazano na rys. 9.

C1 e 1/ C 2 2

WN nn

Z krzywej dla stali walcowanych na gorąco, przy Bmc = 1,25 Wb/m2 amperozwoje/m dla rdzenia = 400, a zatem przy Bmy = 1,09 Wb/m2, amperozwoje/m dla jarzma = 250. Wartość skuteczną prądu magnesowania uzyskuje się z następującej zależności:

Rys. 8. Układ cewki warstwowej

stal walcowana na zimno

Bm [Wb/m2]

stal walcowana na gorąco

Im = ATPh / √ 2 (liczba zwojów w uzwojeniu pierwotnym) (22)

2,00 1,75

12. Obliczanie strat Przy projektowaniu transformatora straty na kg rdzenia oblicza się z krzywych wzorcowych stali transformatorowej w funkcji indukcji magnetycznej, co pokazano na rys. 10. Mnożąc straty jednostkowe (W/kg) przez masę rdzenia, uzyskujemy całkowite straty w tym rdzeniu. Straty w żelazie rdzenia i jarzma trzeba obliczać oddzielnie z powodu różnic indukcji magnetycznej w tych elementach. Suma tych dwóch strat stanowi łączne straty w żelazie. Zależność pomiędzy strumieniem magnetycznym a indukcją to: Φ = B · A, gdzie: B – indukcja magnetyczna, Φ – strumień magnetyczny, A – przekrój poprzeczny. W rdzeniu znajduje się główny strumień Φm, natomiast w jarzmie i kolumnie transformatora 3-fazowego strumień magnetyczny równy jest połowie strumienia głównego Φm w rdzeniu, a więc Φjarzmo = 0,5Φm, jak pokazano na rys. 6. Prąd jałowy Io transformatora składa się z dwóch składowych: a) składowej magnesowania Im, która występuje w fazie ze strumieniem magnetycznym, b) składowej strat w rdzeniu Iw, w fazie przeciwnej do indukowanej EMF.

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

Ameperozwoje/m 500 1000

2000

at/m

Rys. 9. Amperozwoje/m

stal walcowana na zimno

Losses [W/kg]

stal walcowana na gorąco

grubość blachy transformatora = 0,35 mm

4 3 2 Indukcja magnetyczna B

1 0

1,0 1,2 1,4 1,6 1,8

[Wb/m2]

Rys. 10. Straty w rdzeniu

b) Cewki warstwowe Układ cewek krążkowych w transformatorze przedstawiono na rys. 8 Cewkę nn o połowie liczby zwojów umieszcza się na końcach. Pozostałe (n-1) cewki nn i n cewki WN mają tyle samo zwojów. Reaktancja w procentach takiego układu wyrażona jest wzorem:

gdzie: n – liczba sekcji.

(20)

11. Prąd magnesowania Jeśli b (patrz rys. 5) jest wysokością okna rdzenia magnetycznego transformatora, a Bmax jest maksymalną indukcją

Składowa prądu strat w rdzeniu Iw Iw = łączne straty w żelazie na fazę / napięcie fazowe uzwojenia pierwotnego (23) Prąd jałowy transformatora oblicza się wówczas według wzoru:

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

Napięcie zwojowe:

X = x1 + x2’

R = r1 + r2’

na zwój

I0 V1

obciążenie

Rys. 11. Schemat zastępczy transformatora

C = 1745 w [mm]

a 2090

d = 350

a = 325 385

385

okno

H = 710

a = 325

b = 1440

Pole przekroju rdzenia:

a = 325

Ac = Et / 4,44 f Bm = 26,5 / 4,44 · 50 · 1,6 = 7,46 · 10-2 m2 ,

H = 710

przyjąć: d = 350 mm, Ac = 0,076 m2.

Rys. 12. Zespół rdzenia i jarzma transformatora 5 MVA (rysunek nie jest w skali).

Przewodnik podwójny

Przewodnik podwójny z izolacją

6,3 mm

12,6 mm

13,8 mm

6,3 mm 4,5 mm

5,7 mm

13,8 mm 2

C2 = 57 mm

Schemat zastępczy transformatora odniesiony do strony WN przedstawiono na rys. 11. 13. Projektowanie kadzi Wzrost temperatury uzwojeń nie powinien przekraczać 55oC przy chłodzeniu naturalnym, 60oC przy chłodzeniu wymuszonym i 65oC przy wymuszonym chłodzeniu wodnym. Temperatura oleju wzrasta do 45oC. Ściany kadzi, rury i chłodnice rozpraszają ciepło poprzez promieniowanie i konwekcję. Przy chłodzeniu naturalnym drogą promieniowania rozprasza się 6 W, a drogą konwekcji 6,5 W mocy na m2 zewnętrznej powierzchni kadzi na oC. Tak więc, jeśli powierzchnia chłodzenia kadzi transformatora wynosi St m2, rozproszy (25)

Powierzchnia okna Aw

Aw = 5 · 106 / (3,33 · 7,6 · 10-2 · 0,16 · 3 · 106 · 1,6 · 50) = 0,52 m2 Wymiary rdzenia: d = 350 mm, a = 325 mm, Aw = b (H–d), H–d = 1 / 4 · b b = 2√ Aw = 2√ 0,52 = 1,44 m, H = 1/4 · b + d =1/4 · 1,44 + 0,35 = 0,71, C = 2H + a = 2 · 0,71 + 0,325 = 1,745 m

Rys. 13. Budowa i wymiary tarcz (rysunek nie jest w skali)

(24)

Przyjąć te same przekroje rdzenia i jarzma. Przy d = 350 mm największa szerokość części rdzeniowej i tym samym szerokość kolumny = 350 · 0,93 = 325,5 mm, przy założeniu 325 mm = a

S = 3,33 f Bm δ kw Ac Aw, kw = 1,5 / (3 + 0,1V1) = 1,5 / 3 + 0,1 · 66 = 0,16,

Budowa i wymiary tarcz

Strona wysokiego napięcia: V na fazę = 66 000 V Zwojów na fazę = 66 000 / 26,5 = 2490 Strona niskiego napięcia: V na fazę = 11 000 V Zwojów na fazę = 11 000 / 26,5 = 415 Rdzeń: zastosować rdzeń z laminatu ze stali walcowanej na zimno o grubości 0,35 mm; konstrukcja rdzenia pasowana pod kątem 45o. Przyjąć indukcję magnetyczną 1,6 Wb/m2, współczynnik strat = 1,3 W/kg; zastosować rdzeń 4-schodkowy, w związku z czym współczynnik wypełnienia rdzenia = 0,62 (tab. 1).

Jeżeli powierzchnia ta nie wystarcza do ograniczenia przyrostu temperatury, wówczas zwiększa się ją poprzez dodanie rur. Wtedy ciepło rozpraszane = = 12,5 St + (X – 1) 6,5 · 1,35 St W lub (26) Wysokość transformatora równa jest wysokości netto w jarzmie powiększonej o naddatek przestrzeni na podstawę (50–70 mm) i około 250 mm wysokości na olej ponad jarzmem. Przestrzeń jest również potrzebna m.in. na przewody – ok. 200–250 mm. Możliwość rozproszenia strat powinna uwzględniać stan pełnego obciążenia. Przykład Projekt 3-fazowego transformatora 5 MVA, 50 Hz, 66 kV/ 11 kV/ układ połączeń Dd. Typ konstrukcji: rdzeniowa; chłodzenie naturalne, przyrost temperatury oleju do 50oC. Łączne straty nie więcej niż 50 kW. Należy określić szczegółowe wymiary, m.in. rdzeni, cewek, układu kadzi.

Uzwojenie niskiego napięcia: I2 = 5 · 106 / (3 · 11 · 103)= 151,5 A, przyjęto gęstość prądu δ = 3 A/mm2 Przekrój przewodów uzwojenia nn α2 = 151,5 / 3 = 50,5 mm2, liczba zwojów nn = 415. Przyjąć przewodnik prostokątny z 2 taśm o grubości 4,5 mm · 6,3 mm szerokości; zastosować izolację papierową. Powierzchnia 2 przewodników = 2 · 4,5 · 6,3 = 57 mm2, a wtedy gęstość prądu = 151,5 / 57 = 2,66 A/mm2. Zastosować cewki tarczowe. Izolacja: pomiędzy rdzeniem i uzwojeniem nn cylinder z bakelitu o grubości 5 mm i wysokości 10 mm; odległość pomiędzy uzwojeniem nn a średnicą rdzenia = 15 mm; izolacja na przewodach z papieru o grubości 0,5 do 0,6 mm. Rozpórki pomiędzy cewkami (tarczami) 10 mm. Liczba zwojów uzwojenia nn na fazę = 415. Zwoje te podzielono na 41 tarcz po 10 zwojów na tarczę i 42. tarczę z 5 zwojami.

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

Na 1 zwój stosujemy podwójny przewodnik z 0,6 mm izolacją papierową, których wymiary wynoszą: Wysokość cewek nn hc2 = 41 · 10 + 42 · 13,8 = 990 mm, pomiędzy tarczami 41 rozpórek po 10 mm. Odległość między średnicą rdzenia a uzwojeniem nn = 15 mm. Średnica wewnętrzna uzwojenia nn = d + 2 · 15 = 350 + 30 = 380 mm. Grubość tarcz nn = 5,7 · 10 = 57 mm = c2. Średnica zewnętrzna cewek nn = 380 + 2 · 57 = 494 mm. Średnia średnica cewek nn = 380 + 2 · 57 = 437 mm. Średnia długość zwoju cewek nn = π · 437 = 1373 mm = lm2.

układ cewek nn

w [mm]

kolumna d = 350 380 494

990

1440

hC2

hC2 < 0,95xb

10 57 C2

13,8

Rys. 14. Układ cewek nn (rysunek nie jest w skali).

Uzwojenie wysokiego napięcia: I1 = 5 · 103 / 3 · 66 · 103 = 25,25 A δ = 3 A/mm2 Liczba zwojów WN na fazę = 2490. Wymiary przewodnika α1 = I1 / δ = 25,25 / 3 = 8,42 mm2. Zastosować przewód prostokątny 4,5 · 2 mm, o powierzchni 9 mm2. Zastosować cewki tarczowe, takie jak w przypadku nn. Zastosować 42 cewki tarczowe. 2490 zwojów należy podzielić na 41 tarcz po 60 zwojów plus 42. tarcza z 30 zwojami. Rozmiar przewodu z 0,6 mm izolacji papierowej. Rozpórki między tarczami = po 10 mm. Wysokość uzwojenia WN = 41 · 10 + 41 · 22,8 + 11,4 = 1356 mm = hc1. Odległość pomiędzy cewkami nn i WN = 30 mm. Średnica wewnętrzna cewek WN = 494 + 2 · 30 = 554 mm. Grubość cewek WN = 48 mm = c1. Średnica zewnętrzna cewek WN = 554 +2 · 48 = 650 mm. Średnia średnica cewek WN = 554 + 48 = 602 mm. Średnia długość zwoju WN = π · 602 = 1891 mm = lm1. Średnia długość zwojów WN i nn = 0,5 · (1891 + 1373) = 1632 mm = Lmt. Średnia wysokość nn i WN = 0,5 · (990 + 1356) = 1173 mm = średnio hc. Średnica zewnętrzna cewek WN powinna być mniejsza niż odległość pomiędzy sąsiednimi kolumnami, również < H. Reaktancja procentowa x% = 2πfμoLmt (AT) (e + (c1 + c2) / 3) / (średnia hc · Et · 100%) AT = I1 · liczba zwojów HV = 25,25 · 2490 = 62 872,5 Et = 26,5 V/zwój, Zgodnie z rys. 7: e = 30 mm, c1 = 48 mm, c2 = 57 mm, średnio hc = 1,173 m, Lmt = 1,632 m. x% = 2π · 50 · 4π · 10-7 · 1,632 · 62872,5 · (0,03 + (0,048 + 0,057)/3) / (1,173 · 26,5 · 100%) = 8,47% Rezystancja względna Rezystancja uzwojenia nn na fazę = lm2 · zwoje/α2 · γ = 1,373 · 415 / 57 · 56 = 0,178 Ω Rezystancja uzwojenia WN na fazę = lm1 · zwoje/α1 · γ = 1,891 · 2490 / 9 · 56 = 9,34 Ω Rezystancja równoważna odniesiona do strony WN = 9,34 + (66 / 11)2 · 0,178 = 15,75 Ω = R

5,7 Budowa i wymiary tarcz

3,2

46 47 31 32 16 17 1 2

w[mm]

60 45 30 15

22,8

C1 = 48 Rys. 15. Budowa i wymiary tarcz (rysunek nie jest w skali).

30 nn

494 554 650

w [mm]

42 WN

1356

1440

hC1

hC1 < 0,95b

10 48 C1

22,8

Rys. 16. Układ cewek WN (rysunek nie jest w skali)

r% = I1 · R · 100% / V1Ph = 25,25 · 15,75 · 100% / 66 · 103 = 0,6 %

walcowanej na zimno, przy B = 1,6 Wb/m2, (at/m) dla rdzenia i jarzma = 250

Impedancja względna

ATPh = (3b + 2C) · (at/m) / 3 = 250 · (3 · 1,44 + 2 · 1,745) / 3 = 650,8 A

Straty w miedzi Δ PCu = 3 · I12 · R = 3 · 25,252 · 15,75 = 30,12 kW Waga żelaza + Ac· (3b + 2C) · ϭ = 0,0076 m2 · (3 · 1,44 + 2 · 1,745) · 7,85 = 4,66 tony ϭ = 7,85 ton/m3 – ciężar właściwy transformatora stalowego Straty w żelazie = 4,66 · 103 · 1,3 W/kg = 6,058 kW = Δ PFe Straty przy pełnym obciążeniu = 30,12 + 6,058 = 36,18 kW = Δ P = Δ PCu + Δ PFe Wartość prądu fazowego odpowiadającego za straty w żelazie Iw = Δ PFe / 3V1Ph = 6058 / 3 · 66 000 = 0,031 A Z krzywej przedstawionej na rys. 9 dla stali

Wartość skuteczna prądu magnesowania na fazę

Prąd jałowy

Io% = Io / I1 · 100% = (0,188 / 25,25) · 100% = 0,74 % Projektowanie kadzi Średnica zewnętrzna cewek WN = 650 mm. Odległość między cewkami na sąsiednich kolumnach = h – 650 = 710 – 650 = 60 mm.

T. Kornas | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

Utrzymać odległość między tarczami WN i ścianami kadzi min. 100 mm, w rozważanym przypadku = 115 mm. Długość kadzi Mt = 3 · 650 + 2 · 60 + 2 · 115 = 2300 mm. Szerokość kadzi Ft = 650 + 2 · 115 = 880 mm Wysokość kadzi Gt = D (wysokość rdzenia) + odległość między rdzeniem a dnem kadzi + poziom oleju nad rdzeniem + przestrzeń na przewody i izolatory przepustowe = 2090 + 60 + 250 + 400 = 2800 mm. A zatem wymiary kadzi to:

400 250

olej nad rdzeniem

115 d = 350

Długość Mt = 2300 mm Szerokość Ft = 880 mm Wysokość Gt = 2800 mm.

o = 650

2400

Powierzchnia kadzi St = Gt · Mt · 2 + 2 · Ft · Gt = 2 · Gt · (Mt + Ft) = 2 · 2,8 · (2,3 + 0,88) = 17,81 m2. Straty przy pełnym obciążeniu, które trzeba rozproszyć = 36 180 W = ΔP Przyrost temperatury:

o = 650

2090

o = 650

H = 710

Gt = 2800

115

Mt = 2300

Δυ = ΔP / 12,5 · St = 36 180 / 12,5 · 17,81 = 162,5oC > Δυ limit = 35oC. Jeżeli temperatura oleju ma być ograniczona do 50°C; temperaturę na zewnątrz kadzi trzeba ograniczyć do 35oC, zamiast 162,5oC. Dlatego też konieczne jest powiększenie powierzchni chłodzącej zgodnie z równaniem:

izolator przepustowy

kadź transformatora

w [mm] Rys. 17. Kadź transformatora (rysunek nie jest w skali)

1,5

2,5

4,0

6,0

10,0

16,0

25,0

St · X · (8,8 + 3,7 / X) · Δυ limit = ΔP, Tab. 3. Nominalna powierzchnia przekroju poprzecznego przewodu drutowego α (mm2) rozwiązując to równanie otrzymamy: X = ΔP / 8,8 · St · Δυ limit – 0,42 X = 36180 / 8,8 · 17,81 · 35 – 0,42 = 6,18 A więc trzeba zapewnić dodatkową powierzchnię chłodzenia Sc = (X – 1) · St = (6,18 – 1) · 17,81 = 92,3 m2. Takie powiększenie powierzchni chłodzenia może zapewnić 6 chłodnic, każda złożona z 50 rur o średnicy 50 mm i wysokości 2200 mm, a wówczas dodatkowa powierzchnia = 6 · 50 · 2,2 · π · 0,05 = 103,7 m2, co wystarcza dla spełnienia tego wymogu. Jeśli powierzchnia przekroju α = a · b jest niewystarczająca – należy zastosować przewód podwójny.

2,4

2,7

3,3

4,5

2,8

3,1

3,4

4,1

4,7

5,4

6,7

Tab. 4. Wymiary przewodu (szerokość · grubość)

Bibliografia

b a Rys. 18. Wymiary przewodu prostokątnego (mm)

1. Weedy B.M., Electric Power Systems [Systemy elektroenergetyczne], John Wiley and Sons, 1989. 2. Jezierski E., Transformatory, WNT, 1975. 3. Kurdziel R., Podstawy elektrotechniki, WNT, 1972.

Tadeusz Kornas

dr Politechnika Wrocławska e-mail: tadeuszkornas@wp.pl Po pięcioletnich studiach w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej pracował jako asystent w Instytucie Energoelektryki (1973–1978). Następnie był zatrudniony jako projektant w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych (1978–1979). Uzyskawszy tytuł doktora nauk technicznych na Politechnice Wrocławskiej (1979), pracował w Instytucie Energoelektryki macierzystej uczelni jako nauczyciel akademicki. W firmie ABB Dolmel sp. z o.o. piastował funkcję specjalisty ds. systemu jakości (1991–1995), następnie pracował na stanowisku kierownika ds. jakości w zakładach oczyszczania we Wrocławiu (1995–2000), po czym objął posadę inspektora jakości w drukarni we Wrocławiu (2006–2010). Od 1 października 2010 roku jest emerytem.

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 58–63

Effect of dE-NOx techniques employed in thermal power plants on fly ash properties

Authors Katarzyna Łaskawiec Piotr Gębarowski Katarzyna Kramek-Romanowska

Keywords fly ash, NOx reduction, comprehensive utilization, concrete

Abstract Coal fly ash, a by-product of coal combustion in thermal power plants, is one of the most complex and abundant of anthropogenic materials. For several years, fly ash has predominantly been used as a substitute for material in the construction industry, especially either as a raw material or as an additive in the cement industry all over the world. The wide implementation of low-NOx combustion technologies in pulverized coal combustion can lead to changes in fly ash properties, which may negatively affect its applicability to the production of building materials. In the study, brief characterization of current deNOx techniques, applied in power plants for efficient NOx reduction, is presented and possible alterations in fly ash utilization in concrete production are discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016405

1. Introduction The annual production of fly ash, generated during coal combustion, in the EU exceeded 37 million tons in 2010, out of which 35 million tonnes was utilized [48]. The pozzolanic properties of fly ash make its utilization in concrete beneficial as several properties of concrete are improved including increased long term strength and lower permeability (pozzolans are siliceous or siliceous and aluminous materials that together with water and calcium hydroxide form cementitous products at ambient temperatures) [46]. In addition, utilization of fly ash solves a disposal problem and lowers the production cost of concrete due to partial replacement of cement [26]. Fuel combustion in thermal power plants is also one of the primary anthropogenic sources of NOx in industrialized countries [38]. In flue gas, about 95% of NOx (sum of NO and NO2) is present as NO [14, 13]. NO is a relatively harmless gas, but once released in the atmosphere, it reacts within minutes to hours with oxygen to form NO2. NO2 is a brown, irritating, acid gas that in the atmosphere can further react with OH-radicals to give nitric acid. In this way, NOx contribute to acid rain and eutrophication. NOx also play an important role in the formation of ozone and photochemical smog. Considering this, to protect human health and the environment from the negative effects of NOx, Directive 2010/75/EU on industrial emissions (IED) has implemented new emission limit values (ELVs) for NOx for different types of combustion plants. Primary measures so far employed in power plants, such as air or fuel staging, usually do not suffice to reach this new ELV. Therefore, secondary measures are necessary and selective 58

non catalytic reduction (SNCR) is most often applied in those cases, as it is relatively simple and cost-efficient [7]. SNCR involves injection of ammonia (NH3) or of urea (NH2CONH2), which readily decomposes into ammonia, in the combustion gas directly after the post combustion chamber where the gas temperature is typically around 1000 oC. At this temperature, ammonia reacts with NOx, to give harmless N2 and H2O. However, there are cases for which SNCR is not efficient enough in NOx reduction and this requires the installation of additional or other techniques to further reduce the NOx concentration in the combustion gas [46]. One of the options is selective catalytic reduction (SCR), where ammonia reacts with NO to give N2 on a TiO2/V2O5/WO3 catalyst surface, at much lower temperatures: typically between 493 and 623 K [14]. SCR has a higher NOx removal efficiency than SNCR of up to 90% in tail-end configuration, but the associated costs are also significantly higher [12]. During mentioned deNOx processes, a part of ammonia (i.e., unreacted ammonia) remains unutilized (termed as “ammonia slip”) and gets absorbed by the fly ash [19]. Since the pozzolanic activity of the fly ash is important for its suitability as a cementitious material in the construction industry, the presence of residual ammonia in fly ash may adversely affect its utilization [44]. What is more, ammonia deposited on fly ash may cause a release of ammonia odour when it is utilized in concrete or building materials production. Recently, considerable attention has been devoted to the problem of ammonia emission into the indoor space of buildings and lodgings [43, 22]. Gaseous ammonia can be released to indoor environment through slow

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 58–63

diffusion in concrete wall and can result in the increasing indoor air pollution [21]. Exposure even to low levels of ammonia may cause irritation of the eyes and respiratory tract [1]. However, so far the effect of employing ammonia injection on the obtained after combustion fly ash properties and, subsequently, on the materials manufactured form the ash has been analysed only partially. As it was already mentioned, fly ash can be effectively utilized in various civil engineering projects and the rate of ash reuse reaches in EU almost 95% [48], so the field is of great importance for both energy as well as construction industries.

are much higher than thermal NOx ones. Fuel NOx is much more sensitive to stoichiometric conditions. For this reason a preventative thermal treatment such as flue gas recirculation does not effectively reduce NOx emissions generated from fuel-bonded nitrogen [48]. Under the reducing conditions around the burning particle, fuel-bound nitrogen converts to intermediate nitrogen species which are readily oxidized to form NO. Typically 20–40% of fuel-bound nitrogen is converted to NOx in combustion processes [15].

2. Description of NOx formation mechnisms

Prompt NOx is formed by the reaction of fuel-derived hydrocarbon radicals with atmospheric nitrogen under fuel-rich conditions to yield fixed nitrogen species such as NH3 and HCN which are then oxidized to NO in the lean zone of the flame. Prompt NOx contributes minimally to the total NOx emissions during combustion and is therefore only considered when the most stringent NOx emissions are to be met [51]. To summarize, according to the literature, the fuel mechanism plays the most important role in the formation of NOx for the typical power plant boiler temperature range and coal/biomass as a fuel. The conversion of fuel-bound nitrogen to NO is influenced by the fuel characteristics and the combustion conditions such as temperature, air distribution and residence time [13].

Three reaction pathways cause the formation of NOx in combustion processes: fuel NOx, formed from the oxidation of fuel-bound nitrogen; thermal NOx formed from the reaction of atmospheric nitrogen and oxygen at high temperatures; and prompt NOx formed from the reaction between atmospheric nitrogen and fuel-derived hydrocarbon fragments [41, 37].

2.1. Thermal NOx

Thermal NOx is formed by a reaction mechanism involving oxygen and nitrogen radicals. The formation rate is mainly a function of temperature and contact (residence) time. Due to the high temperatures required to break the triple bond in the nitrogen molecule, thermal NOx is only formed in significant quantities at temperatures above 1800 K [2]. The reaction mechanism established by Zeldovich [50] assumes that O*-radicals attack N2 molecules, and that N*-radicals subsequently form NO with O2. The amount of NO produced is affected by the amounts of N2 and O2 present in the combustion environment, along with the temperature of combustion.

2.2. Fuel NOx

The oxidation of fuel-bound nitrogen is a major source of NOx emissions generated when burning nitrogen-bearing fuel. The general form of fuel nitrogen consists of nitrogen atoms bonded to carbon or to other atoms. These bonds break more easily than the diatomic N2 bonds, and fuel NOx formation rates

2.3. Prompt NOx

3. Measures for reducing NOx emission

There are various ways to reduce NOx emissions in order to meet the legislation: a. temperature reduction b. reduction of nitrogen in fuels, c. creation of a combustion environment that restrains NOx formation d. end-of-pipe (post-combustion) treatment for removing NOx prior to liberating it into the atmosphere [26]. The two broad categories for the control of NOx emissions are hence: a. combustion modifications b. flue gas treatment.

Fig. 1. Overview of NOx abatement techniques [26]. EBFGT: Electron Beam Flue Gas Treatment; SNCR: Selective Non-Catalytic Reduction; NSCR: Non-Selective Catalytic Reduction; SCR: Selective Catalytic Reduction 59

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 58–63

Combustion modifications limit the formation of NOx during the actual combustion process by controlling both the oxygen level at the peak temperature, and the residence times in the combustion zone. End-of-pipe flue gas treatment is used to significantly remove the NOx formed during the combustion stage by converting it to N2. Fig. 1 summarizes the different NOx abatement techniques. Although a significant reduction of NOx can be achieved by means of combustion modifications, generally up to 50% as the sum of different measures, this alone is often insufficient to comply with the stringent emission standards and/or cannot be applied in existing combustors. Additional abatement is required what is typically achieved by the use of end- of-pipe flue gas treatment technologies such as SNCR or SCR.

3.1. Selective non-catalytic reduction (SNCR) SNCR is a simple process, referred to as “thermal deNOx”, and involves the reduction of NOx to N2 in the presence of oxygen by reaction with amine-based reagents, either ammonia (NH3) or urea, CO(NH2)2 at 1073–1273 K, the higher temperature being needed for urea. Exxon developed the SNCR process and first applied it in1974 [24]. Taking NH3 as the reagent the reaction scheme is as follows [23]: 4NH3 + 6NO → 5N2 + 6H2O (1) 4NH3 + 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O (2) 8NH3 + 6NO2 → 7N2 + 12H2O (3) Taking urea as the reagent the reaction scheme is as follows: H2NCONH2 + 2NO + ½O2 → 2N2 + CO2 + H2O (4) The reagent ammonia or urea can be injected directly into the fluidized bed or furnace chamber. The SNCR process efficiency relies upon temperature, reagent/flue gas mixing, reagent/NOx ratio and reaction time [43]. SNCR systems reduce NOx emissions by 30–90% but the performance is highly variable for different applications.

3.2. Selective catalytic reduction (SCR) Selective catalytic reduction (SCR) is the most advanced and effective method for reducing NOx emissions and can do so by up to 80–90%. SCR entails the reaction of NOx with NH3 within a heterogeneous catalytic bed in the presence of O2 at temperatures normally in the range of 523–673 K. The predominant reactions are [38]: 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O (5) 6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O (6) NH3 is chemisorbed on a catalyst and reacts with NOx in the gas phase. The performance of SCR is affected by temperature, NH3/ NOx ratio, oxygen concentration, catalyst loading and the type of catalyst support used [38]. Depending on the process parameters, various catalysts have been studied for NH3-SCR 60

including noble metals, metal oxides and zeolites. The most common catalyst is vanadium pentoxide, V2O5, supported on titanium dioxide, TiO2 [26].

4. Impact of dE-NOx techniques on the fly ash properties According to several reports, the implementation of low-NOx technologies does impact the properties of the coal fly ash obtained in thermal power plants. Subsequently, fly ash application to building materials production is also affected, sometimes making it no longer appropriable for construction industry. Worse quality of fly ash is also a serious problem for energetic industry as certain power plants are not able to market their fly ash for use in concrete and are forced either to pay for ash storage in landfills or to endure additional costs necessary for improvement of ash characteristics.

4.1. Ammonia slip As it was already mentioned above, coal-fired thermal power stations most often apply SNCR and SCR techniques to meet the emission requirements. During these processes, a part of ammonia (i.e., unreacted ammonia) remains unutilized (termed as “ammonia slip”) and gets absorbed by the fly ash [19]. The absorption of ammonia on the fly ash depends on sulfur trioxide content, fly ash sulfur content, pH of the fly ash, concentration of the NH3 injected, and ash loading in the flue gas [3, 28]. The ammonia on fly ash normally exists as ammonium salts, i.e., ammonium sulfate and bisulfate [5]. The absorbed ammonia in the fly ash may also exist in aqueous form (ammonium) or gaseous form (ammonia), which is mainly determined by the pH of the fly ash. When the pH of the ash is less (i.e., acidic fly ash), NH3 remains in ammonium form, whereas, when pH increases, NH3 becomes ammonia [3]. It must be noted that the pozzolanic property of the fly ash gets activated during the process of hydration of the cement due to the generation of the high alkaline free lime. However, if ammonia is present in the fly ash due to this high alkalinity, the ammonium ion in the solution get converted to molecular ammonia, which is subsequently librated in the form of gas [11]. This process can be represented by the following reaction [3]: NH4+ OH↔NH3+ H2O (7) Ammonia present in the fly ash is highly soluble in water, and hence pH plays a vital role on ammonia speciation in solutions of fly ash and water [3]. Ammonia as ammonium ion is a highly soluble and easily leached constituent when present in the acidic fly ash. Leaching of ammonium ion appears to be linearly varying with the ammonia concentration in the ash. Acidic fly ash has a potential for retaining large amounts of ammonia from the flue gas [29]. It has been reported in the literature [3, 17, 40] that for the utilization of ammoniated fly ash in concrete, the ammonia content of the ash should not exceed 100 ppm as higher concentration would be responsible for creating the uncomfortable working atmosphere [41].

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 58–63

Indeed, concrete produced from a fly ash containing 63 ppm ammonia has been shown to be below the threshold limit of an indoor environment after 28 days from production [4]. It has been elsewhere reported that ammonia contents below 50 ppm [33] and 100 ppm [32] in fly ash should not be problematic for its utilization in concrete.

4.2. Enhanced carbon content However, another problem of wide implementation of low-NOx combustion technologies in pulverized coal combustion should be discussed – enhanced carbon content in fly ash [10, 16, 18] and increased adsorption of surfactants towards carbon [10]. Residual carbon present in fly ash is capable of adsorbing air entraining agents (AEAs), added to enhance the air entrainment in concrete [9, 20], which improve workability and resistance toward freezing and thawing cycles [34]. The phenomena may emerge from changes in carbon nature, e.g. accessible surface area and surface polarity [10]. Changed properties of carbon in low-NOx environments complicate the use of carbon content as a key measure for assessment how fly ash performs in concrete with respect to interference with air entrainment [9]. The fact is problematic since worldwide regulations for fly ash application are based on carbon content only and carbon can show higher AEA adsorption capacity [10] even in case of fly ash with carbon contents below the regulation limits (according to Standard EN 450 carbon content should not exceed 5%) [35]. Excessive carbon content is also closely connected to higher water demand of fly ash and imposes introduction of additional water during casting to obtain required consistency of concrete. Carbon content above 10% significantly reduces pozzolanic activity of fly ash, decreases the strength and frost resistance of concrete and increases its volumetric absorptivity. Excessive shrinkage and enhanced susceptibility to cracking is also observed [24]. As a result of high-unburned carbon in fly ash, a number of power plants, which previously were able to market their fly ash for use in concrete, after employing low-NOx burners must discard the fly ash in landfills or use it in nonconcrete applications. Findings of Pedersen et al. [36] suggest that the carbon content and AEA requirements of fly ash can be lowered by changing the operating conditions towards more oxidizing ones in the early stage of combustion. In power plants applying furnace air staging such conditions can be achieved by operating with more burner air and less over burner air and over fire air at constant overall stoichiometry [35]. In the experiments conducted by Pedersen et al. [36], more oxidizing conditions decreased the unburned carbon content in the ash as well as its specific AEA adsorption capacity (per gram of carbon), but simultaneously they gave rise to increased NOx formation by up to three times. Observations indicate that there is a trade-off between the AEA requirements of the ash and the NOx formation. The latter can be compensated by increased removal in a downstream deNOx process by increasing NH3 injection [35]. Changing the type of fuel can be an alternative to adjustment of operation conditions. It can improve burnout, which for certain fuels lowers AEA requirements of the produced ash. However, not

always the enhanced burnout results in expected effect, especially when the resulting ash contains carbon with a higher AEA adsorption capacity. Some fuels should be totally avoided, either due to a poor burnout, or because the residual carbon in ash can have a very high specific AEA adsorption capacity. Ultimately, the negative impact of single low-quality coal on the AEA adsorption of fly ash may be diluted by blending coals of different types. There are also other benefits from coal blending including lower SO2 emissions and improved combustion performance [6]. Nevertheless, any additional, mentioned above, procedures result in higher costs of obtaining fly ash with features expected by building industry.

4.3. High-carbon fly ash utilization Finishing, it should be also noticed that there are successful attempts to utilize high-carbon fly ash, having even 12% of carbon content, in construction industry. According to work by Naik et al. [31], high-carbon fly ash can be used in manufacturing conductive controlled low-strength material (CLSM) and concrete. Electrically conductive concrete may have important applications in the military, construction industry and for de-icing roads. In conjunction with electrical power supply and specially configured electrodes, conductive concrete can be used in de-icing roads, sidewalks, bridges and runways. When placed as an overlay, conductive concrete with very low resistivity can be used as a secondary anode in existing cathodic protection systems. Besides, conductive concrete attenuates electromagnetic and radio waves, and hence, can be used to shield computer equipment from eavesdropping efforts and to protect electrical installations and electronic equipment from interference [30, 31].

5. Summary For several years, fly ash, a by-product of coal combustion in thermal power plants, has predominantly been used as a substitute for material in the construction industry, especially either as a raw material or as an additive in the cement industry all over the world. Fuel combustion in thermal power plants is also one of the primary anthropogenic sources of NOx in industrialized countries. According to the literature, the fuel mechanism plays the most important role in the formation of NOx during combustion in power plants. The conversion of fuel-bound nitrogen to NO is influenced by the fuel characteristics and the combustion conditions such as temperature, air distribution and residence time. To protect human health and the environment from the negative effects of NOx, Directive 2010/75/EU on industrial emissions (IED) has implemented new emission limit values (ELVs) for NOx for different types of combustion plants. Primary measures employed to date in power plants, such as air or fuel staging, usually do not suffice to reach this new ELV. Therefore, secondary measures are necessary, with selective non-catalytic reduction (SNCR) and selective catalytic reduction (SCR) being the most commonly employed ones. The wide implementation of low-NOx combustion technologies in pulverized coal combustion leads to changes in fly ash properties, which are supposed to negatively influence ash applicability to the production of building materials. Presented above 61

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 58–63

literature review indicates that the phenomena of absorbing ammonia by fly ash (so called “ammonia slip”) does not affect concrete production and its latter properties. On the contrary, another consequence of employing deNOx techniques, i.e. higher carbon content is an important factor that should be carefully considered during building materials production. Reducing carbon content below the limits is indispensable for maintaining fly ash utilization in standard applications to construction industry, but also requires additional costs. There are attempts to use high-carbon fly ash in manufacturing conductive controlled low-strength materials and concrete, but the topic has been discussed in limited works so far and certainly further profound research is necessary to fully assess its marketability. REFERENCES

1. Z. Bai et al., “Emission of ammonia from indoor concrete wall and assessment of human exposure”, Environment International, No. 32, 2006, pp. 303–311. 2. W.Bartok, V.Engleman, “Laboratory studies and mathematical modelling of NOx formation in combustion processes”, Linden, New-Jersey: ESSO Research and Engineering Company, Final report, Contract CPAp., 1971, pp. 70–90. 3. J. Bittner, S. Gasiorowski, F. Hrach, “Removing Ammonia from Fly Ash”, Proceedings of International Ash Utilization Symposium, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, Paper No. 15, 2001. 4. J. Bødker, “Afdampning fra beton”, Tech. Rep. 18, Danish Environmental Protection Agency, Danish Ministry of Environment, Copenhagen, Denmark. 2006. 5. G.F. Brendel at al., “Investigation of Ammonia Adsorption on Fly Ash Due to Installation of Selective Catalytic Reduction Systems”, Final Technical Report, DOE Award No. DE-FC26-98FT40028, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, 2000. 6. A.M. Carpenter, “Coal blending for power stations”, Technical Report IEACR/81, International Energy Agency (IEA) Coal Research, London, UK, 1995. 7. J. De Greef et al., “Optimising energy recovery and use of chemicals, resources and materials in modern waste-to-energy plants”, Waste Manage, No. 33, 2013, pp. 2416–2424. 8. European Environment Agency, Nitrogen Oxides (NOx) Emissions (APE 002) [Emisje tlenków azotu (NOx) (APE 002)], online http://www.eea.europa.eu/data-and-maps/ indicators/eea-32-nitrogen-oxides-nox-emissions-1/ assessment.2010-08-19.0140149032-3. 9. E. Freeman at al., “Interactions of carbon-containing fly ash with commercial air-entraining admixtures for concreto” [Interakcje popiołu lotnego zawierającego węgiel z handlowymi domieszkami napowietrzającymi do betonu], Fuel Processing Technology, No. 76(8), 1997, pp. 761–765. 10. Y. Gao et al., “The effect of solid fuel type and combustion conditions on residual carbon properties and fly ash quality”, Proceedings of the Combustion Institute, No. 29, 2002, pp. 475–483. 62

11. S.A. Gasiorowski, F.J. Hrach, Method for Removing Ammonia from Ammonia Contaminated Fly Ash. U.S. Patent No. 6,077,494, 2000. 12. M. Goemans et al., “Catalytic NOx reduction with simultaneous dioxin and furan oxidation”, Chemosphere, No. 54, 2004, pp. 1357–1365. 13. O. Gohlke et.al., “A new process for NOx reduction in combustion systems for the generation of energy from waste”, Waste Manage, No. 30, 2010, pp. 1348–1354. 14. M.A. Gomez-Garcia, V. Pitchon, A. Kiennemann, „Pollution by nitrogen oxides: an approach to NOx abatement by using sorbing catalytic materials”, Environment International, No. 31, 2005, pp. 445–467. 15. H.R. Hoy, D.W. Gill, “The combustion of coal in fluidized beds”, Chap. 6 [in:] C.J. Lawn (edit.), “Principles of combustion engineering for boilers”, London: Academic Press, 1987, p. 521. 16. R.H. Hurt, J.R. Gibbins, “Residual carbon from pulverized coal fired boilers: 1. size distribution and combustion reactivity”, Fuel Processing Technology, No. 74(4), 1995, pp. 471–480. 17. J. Hwang, “Method for Removal of Ammonia from Fly Ash”, U.S. Patent No. 6,290,066, 2001. 18. R.L. Hill et al., “An examination of fly ash carbon and its interactions with air entraining agent”, Cement and Concrete Research, No. 27(2), 1997, pp. 193–204. 19. Külaots I., Gao Y. M., Hurt R. H., Suuberg E. M., 2001. Adsorption of Ammonia on Coal Fly Ash, Proceedings of International Ash Utilization Symposium, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, Paper No. 59. 20. I. Külaots, R.H. Hurt, E.M. Suuberg, “Size distribution of unburned carbon in coal fly ash and its implications”, Fuel Processing Technology, No. 83(2), 2004, pp. 223–230. 21. B. Liang, “Indoor air pollution—ammonia pollution”, Proceeding of international workshop on indoor air quality State environmental protection administration of China, Beijing, China, 2001, pp. 86–90. 22. T. Lindgren, “A case of indoor air pollution of ammonia emitted from concrete in a newly built office in Beijing”, Building and Environment, No. 45, 2010, pp. 596–600. 23. R.K. Lyon, “Kinetics of the NO-NH3-O2 reaction”, 17th International Symposium on Combustion, The Combustion Institute, Pitsburg, 1978, pp. 601–610. 24. R.K. Lyon, “Thermal deNOx – controlling nitrogen oxides emissions by a non catalytic process”, Environmental Science and Technology, No. 21, 1987, pp. 231–236. 25. K. Łaskawiec et al., “Zastosowanie popiołów ze spalania węgla kamiennego w kotłach fluidalnych do produkcji betonów komórkowych, Cement, Wapno, Beton, No. 17/79, 2012, pp. 14–22. 26. S. Mahmoudi, J. Baeyens, J.P.K. Seville, “NOx formation and selective non-catalytic reduction (SNCR) in a fluidized bed combustor of biomass”, Biomass and Bioenergy, No. 34, 2010, pp. 1393–1409. 27. O.E. Manz, “Coal fly ash: a retrospective and future look”, Fuel Processing Technology, No. 78(2), 1999, pp. 133–136. 28. R.Y. Minkara, “Control of Ammonia Emission from Ammonia Laden Fly Ash in Concrete”, U.S. Patent No. 6,790,264, 2004. 29. I.P. Murarka et al., “Leaching of Selected Constituents from Ammoniated Fly Ash from a Coal-Fired Power Plant”, Proceedings of International Ash Utilization Symposium, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, 2003, Paper No. 81.

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 58–63

30. T.R. Naik, R. Kumar, “Current innovation in cement-based materials”, Center for By-Products Utilization, University of WisconsinMilwaukee, 2003. 31. T.R. Naik, “High-Carbon Fly Ash in Manufacturing Conductive CLSM and Concrete”, Journal of Materials in Civil Engineering, No. 18(6), 2005, pp. 743–746. 32. P. Necker, “Experience gained by Neckarwerke from operation of SCR DeNOx units”, Symposium on Stationary Combustion Nitrogen Oxide Control, 1989, Vol. 2, 6A-19 – 6A-38. 33. M. Novak, H.G. Rych, “Design and operation of SCR-type NOxreduction plants at the Dürnohr power station in Austria”, Symposium on Stationary Combustion Nitrogen Oxide Control, 1989, Vol. 2, 7A-1 – 7A-26. 34. A.M. Paillére, “Application of Admixtures in Concrete:, 1st Edition, E & FN Spoon, London, 1995, pp. 17–22. 35. K.H. Pedersen, “The effect of combustion conditions in a full-scale low-NOx coal fired unit on fly ash properties for its application in concrete mixtures”, Fuel Processing Technology, No. 90(2), 2009, pp. 180–185. 36. K.H. Pedersen, A.D. Jensen, K. Dam-Johansen, “The effect of low-NOx combustion on residual carbon in fly ash and its adsorption capacity for air entrainment admixtures in concrete”, Combustion and Flame, No. 157, 2010, pp. 208–216. 37. R.H. Perry, D.W. Green, “Perry’s chemical engineering handbook”, 7th ed. McGraw Hill, 1997. 38. M. Radojevic, “Reduction of nitrogen oxides in flue gases”, Environmental Pollution, No. 102, 1998, pp. 685–689. 39. “Reports on the NOx emissions of the European Environment Agency” [online], https://europa.eu/european-union/about-eu_en [access: 1.02.2017]. 40. H. Russell, J. Carmel, T.T. Cong, “Method of Removing Ammonia from Fly Ash and Fly Ash Composition Produced Thereby”, U.S. Patent No. 7,329,397, 2008.

41. K.B. Schnelle, C.A. Brown, “Air pollution control technology handbook. Boca Raton”, Florida, CRC Press, 2002. 42. S. Shanthakumar, D.N. Singh, R.C. Phadke, “Determining Residual Ammonia in Flue Gas Conditioned Fly Ash and Its Influence on the Pozzolanic Activity”, Journal of Testing and Evaluation, No. 39(1), 2010, pp. 1–8. 43. D.P. Teixeira, L.J. Muzio, “Effect of trace combustion species on SNCR performance” [in:] International conference on environmental control of combustion processes, Hawaii, 1991, Paper No. 20. 44. I. Timofeeva et al., “Automated procedure for determination of ammonia in concrete with headspace single-drop micro-extraction by stepwise injection spectrophotometric analysis”, Talanta, No. 133, 2015, pp. 34–37. 45. “Report on the Environment – Nitrogen Oxides Emissions”, US Environmental Protection Agency, 2014, [online] https://cfpub.epa. gov/roe/indicator.cfm?i=15. 46. J. Van Caneghem et al., “NOx reduction in waste incinerators by selective catalytic reduction (SCR) instead of selective non catalytic reduction (SNCR) compared from a life cycle perspective: a case study”, Journal of Cleaner Production, No. 112, 2016, pp. 4452–4460. 47. K. Wesche (Ed.), 1991. “Fly ash in concrete: properties and performance”, 1st Edition, E & FN Spoon, London, 1991, pp. 3–24, 42–62, 117–143. 48. Z. Wu, “Understanding fluidised bed combustion (CCC/76)”, London: IEA Clean Coal Centre, 2003. 49. Z.T. Yao et al., “A comprehensive review on the applications of coal fly ash”, Earth-Science Reviews, No. 141, 2015, pp. 105–121. 50. Y. Zeldovich, “The oxidation of nitrogen in combustion and explosions”, Acta Physicochimica USSR, No. 21, 1945, pp. 577–628. 51. B.J. Zhong, P.V. Roslyakov, “Study on prompt NOx emission in boilers”, Journal of Thermal Science, No. 5, 1996, pp. 143–147.

Katarzyna Łaskawiec e-mail: k.laskawiec@icimb.pl She work in Department Technology of Concrete CEBET in the Institute of Ceramics and Building Materials. She received her MSc (2003) and PhD (2011) in technical sciences from University of Science and Technology, Poland. She is member of European Autoclaved Aerated Concrete Association. Her research interests include technology of masonry components.

Piotr Gębarowski Department Technology of Concrete CEBET in the Institute of Ceramics and Building Materials e-mail: p.gebarowski@icimb.pl He received her MS (1998) and PhD (2003) in Warsaw University of Technology, Poland. He is member of TC nr 193 Prefabricated Components of Aerated Concrete and Nonreinforced Components of Leight-Weight Aggregate Concrete and TC nr 308 Assessment of Release of Dangerous Substances-Construction Products in Poland. His research interests include technology of building materials.

Katarzyna Kramek-Romanowska Department Technology of Concrete CEBET in the Institute of Ceramics and Building Materials She received her MSc in technical sciences from Warsaw University of Technology (2010), Poland, in 2010. She was technologist of Department of Concrete Technology CEBET in the ICiMB in Warsaw, Poland

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 58–63

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 58–63. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wpływ stosowanych w elektrowniach cieplnych technik dE-NOx na właściwości popiołu lotnego Autorzy

Katarzyna Łaskawiec Piotr Gębarowski Katarzyna Kramek-Romanowska

Słowa kluczowe

popiół lotny, redukcja NOx, wszechstronne wykorzystanie, beton

Streszczenie

Popiół lotny z węgla, uboczny produkt spalania węgla w elektrowniach cieplnych, jest jednym z najbardziej złożonych i obfitych materiałów antropogenicznych. Od kilku lat popiół lotny jest stosowany głównie jako substytut materiału w przemyśle budowlanym, zwłaszcza jako surowiec lub domieszka w przemyśle cementowym na całym świecie. Powszechne wdrożenie technologii spalania pyłu węglowego przy niskiej emisji NOx może prowadzić do zmian właściwości popiołów lotnych, co może zaszkodzić ich przydatności do produkcji materiałów budowlanych. W pracy tej przedstawiono krótką charakterystykę współczesnych technik stosowanych w elektrowniach do skutecznej redukcji NOx oraz omówiono możliwe zmiany w wykorzystaniu lotnego popiołu w produkcji betonu.

1. Wstęp Roczna produkcja powstającego podczas spalania węgla popiołu lotnego w UE przekroczyła w 2010 roku 37 mln ton, z czego 35 mln ton wykorzystano [48]. Dzięki pucolanowym właściwościom popiołu lotnego jego stosowanie do produkcji betonu jest korzystne, ponieważ poprawia on wiele właściwości betonu, w tym zwiększa wytrzymałość długoterminową i obniża przepuszczalność (pucolany są to materiały krzemionkowe lub krzemionkowe i glinowe, które razem z wodą i wodorotlenkiem wapnia tworzą produkty cementowe w temperaturze otoczenia) [46]. Ponadto wykorzystanie popiołu lotnego rozwiązuje problem jego utylizacji i obniża koszt produkcji betonu ze względu na częściowe zastępowanie cementu [26]. Spalanie paliwa w elektrowniach cieplnych jest także jednym z głównych antropogenicznych źródeł emisji NOx w krajach uprzemysłowionych [38]. W spalinach ok. 95% NOx (suma NO i NO2) występuje w postaci NO [14, 13]. NO jest gazem stosunkowo nieszkodliwym, ale po uwolnieniu do atmosfery reaguje z tlenem w czasie od kilku minut do kilku godzin, tworząc NO2. NO2 jest gazem brunatnym, drażniącym i kwaśnym, który w atmosferze może dalej reagować z rodnikami OH do kwasu azotowego. W ten sposób NOx przyczyniają się do powstawania kwaśnego deszczu i eutrofizacji. Tlenki azotu odgrywają również ważną rolę w procesie powstawania ozonu i smogu fotochemicznego. Biorąc to pod uwagę, w celu ochrony zdrowia ludzkiego i środowiska przed negatywnym oddziaływaniem NOx, Dyrektywa 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (IED) ustanowiła nowe dopuszczalne wielkości emisji NOx dla różnych typów instalacji spalania. Podstawowe środki stosowane do tej pory w elektrowniach, takie jak stopniowanie powietrza i paliwa, zazwyczaj nie wystarczają do osiągnięcia nowej wielkości dopuszczalnej. Dlatego konieczne są środki wtórne i w takich przypadkach najczęściej stosuje się selektywną redukcję niekatalityczną

(SNCR), ponieważ jest stosunkowo prosta i opłacalna [7]. SNCR polega na wtryskiwaniu amoniaku (NH3) lub mocznika (NH2CONH2), który łatwo rozpada się do amoniaku w spalinach zaraz za komorą dopalania, gdzie temperatura gazu wynosi zwykle ok. 1000°C. W tej temperaturze amoniak reaguje z NOx, w wyniku czego powstają nieszkodliwe N2 i H2O. Jednakże zachodzą przypadki, w których SNCR nie redukuje NOx wystarczająco skutecznie, co wymaga instalowania dodatkowych lub innych technik w celu dalszego zmniejszenia zawartości NOx w gazach odlotowych [46]. Jedną z opcji jest selektywna redukcja katalityczna (SCR), przy której amoniak reaguje z NO, tworząc N2 na powierzchni katalizatora TiO2/V2O5/WO3, przy znacznie niższych temperaturach: zwykle między 493 a 623 K [14]. SCR usuwa NOx skuteczniej niż SNCR, aż do 90% w konfiguracji tail-end, ale też znacznie wyższe są związane z tym koszty [12]. W trakcie wspomnianych procesów odazotowania część amoniaku (amoniak nieprzereagowany) pozostaje niewykorzystana i zostaje wchłonięta przez popiół lotny [19]. Ponieważ aktywność pucolanowa popiołu lotnego jest ważna dla jego przydatności jako materiału cementowego w przemyśle budowlanym, obecność amoniaku resztkowego w popiele lotnym może niekorzystnie wpływać na jego wykorzystanie [44]. Co więcej, osadzanie się amoniaku na popiele lotnym może powodować uwalnianie zapachu amoniaku, gdy jest on stosowany w produkcji betonu lub materiałów budowlanych. Ostatnio wiele uwagi poświęcono problemowi emisji amoniaku do wnętrz budynków i mieszkań [43, 22]. Gazowy amoniak może się uwalniać do środowiska wewnętrznego poprzez powolną dyfuzję w ścianach betonowych i może skutkować wzrostem zanieczyszczenia powietrza we wnętrzach [21]. Narażenie na niskie nawet stężenia amoniaku może powodować podrażnienie oczu i dróg oddechowych [1]. Jednak do tej pory wpływ wtrysku amoniaku na właściwości uzyskiwanego po spalaniu

popiołu lotnego, a następnie na produkowane z niego materiały, przeanalizowano tylko częściowo. Jak już wspomniano, popiół lotny można skutecznie wykorzystywać w różnych przedsięwzięciach budowlanych, a poziom ponownego wykorzystania popiołu osiąga w UE prawie 95% [48], a więc jest to pole o ogromnym znaczeniu zarówno dla energetyki, jak i przemysłu budowlanego. 2. Opis mechanizmów tworzenia się NOx W procesie spalania paliwa tlenki azotu NOx tworzą się na trzech ścieżkach reakcji: NOx paliwowe, powstające w wyniku utleniania azotu w paliwie; NOx termiczne, powstające w reakcji azotu i tlenu z atmosfery w wysokich temperaturach; oraz NOx szybkie, powstające w reakcji pomiędzy azotem atmosferycznym i fragmentami węglowodorowymi pochodzącymi z paliwa [41, 37]. 2.1. Termiczne NOx Termiczne NOx tworzą się poprzez mechanizm reakcji z udziałem tlenu i rodników azotu. Tempo ich tworzenia jest funkcją przede wszystkim temperatury i czasu kontaktu (przebywania). Ze względu na wysokie temperatury potrzebne do rozerwania potrójnego wiązania w cząsteczce azotu, termiczne NOx tworzą się w dużych ilościach tylko w temperaturach powyżej 1800 K [2]. Mechanizm reakcji opisany przez Zeldowicza [50] zakłada, że rodniki O* atakują cząsteczki N2, a następnie rodniki N* tworzą NO z O2. Ilość wytwarzanego NO zależy od ilości N2 i O2 obecnych w środowisku spalania, a także od temperatury spalania. 2.2. Paliwowe NOx Utlenianie azotu z paliwa jest głównym źródłem emisji NOx generowanych podczas spalania paliw zawierających azot. Ogólna postać azotu z paliwa składa się z atomów azotu związanych z węglem lub innymi atomami. Wiązania te łatwiej jest rozerwać niż dwuatomowe wiązania N2 i tempo tworzenia NOx paliwowych jest znacznie

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 58–63

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 58–63. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 1. Przegląd metod redukcji NOx [26]. EBFGT: Electron Beam Flue Gas Treatment (z wykorzystaniem wiązki elektronów); SNCR: Selective Non-Catalytic Reduction (selektywna redukcja niekatalityczna); NSCR: Non-Selective Catalytic Reduction (nieselektywna redukcja katalityczna); SCR: Selective Catalytic Reduction (selektywna redukcja katalityczna)

wyższe niż NOx termicznych. Paliwowe NOx są znacznie bardziej wrażliwe na warunki stechiometryczne. Z tego względu zapobiegawcze zabiegi termiczne, takie jak recyrkulacja gazów odlotowych, nie zmniejszają skutecznie emisji NOx generowanych z azotu związanego w paliwie [48]. W redukujących warunkach wokół palącej się cząstki azot związany w paliwie przekształca się w pośrednie związki azotu, które łatwo się utleniają tworząc NO. Zwykle 20–40% azotu związanego w paliwie przekształca się w procesie spalania w NOx [15]. 2.3. Szybkie NOx Szybkie NOx tworzą się poprzez reakcję węglowodorów pochodzących z paliwa z azotem atmosferycznym w środowisku bogatym w paliwo, z wytworzeniem stałych związków azotu, takich jak NH3 i HCN, które następnie utleniają się do NO w ubogiej strefie płomienia. Udział szybkich NOx w całkowitej emisji NOx podczas spalania jest minimalny i dlatego uwzględnia się je tylko wtedy, gdy trzeba spełnić najbardziej rygorystyczne wymagania co do emisji NOx [51]. Podsumowując, zgodnie z literaturą przedmiotu, mechanizm paliwowy odgrywa najważniejszą rolę w tworzeniu NO x w typowym dla elektrowni zakresie temperatury kotła przy stosowaniu węgla/biomasy jako paliwa. Konwersja azotu związanego w paliwie do NO zależy od właściwości paliwa i warunków spalania, takich jak temperatura, rozkład powietrza i czas [13]. 3. Środki redukcji emisji NOx Różne są sposoby na zmniejszenie emisji NOx w celu spełnienia wymogów przepisów: a. obniżenie temperatury b. zmniejszenie zawartości azotu w paliwach c. tworzenie środowiska spalania, które powstrzymuje powstawanie NOx d. oczyszczanie spalin w celu usuwania NOx przed uwolnieniem ich do atmosfery [26]. A zatem dwie szerokie kategorie ograniczania emisji NOx to: a. modyfikacje procesu spalania b. oczyszczanie spalin.

Modyfikacje procesu spalania ograniczają powstawanie NOx w trakcie samego procesu spalania poprzez dostosowanie zarówno poziomu tlenu w temperaturze szczytowej, jak i czasu przebywania w strefie spalania. Oczyszczanie spalin stosuje się, aby w znacznym stopniu usunąć NOx powstałe na etapie spalania poprzez przekształcenie ich w N2. Na rys. 1 podsumowano różne techniki redukcji emisji NOx. Choć znaczącą redukcję NO x można osiągnąć poprzez optymalizację procesu spalania, na ogół aż do 50% jako sumę różnych środków, samo spalanie często nie wystarcza do spełnienia surowych norm emisji oraz/lub nie może być stosowane w istniejących komorach spalania. Konieczne jest dodatkowe oczyszczanie, co zazwyczaj osiąga się przez stosowanie technologii oczyszczania spalin, takich jak SNCR, SCR. 3.1. Selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR) SNCR to prosty proces określany jako odazotowanie termiczne, który polega na redukcji NOx do N2 w obecności tlenu, drogą reakcji z odczynnikami aminowymi, amoniakiem (NH3) lub mocznikiem CO (NH2)2, w 1073– 1273 K, przy czym ta wyższa temperatura konieczna jest przy stosowaniu mocznika. Proces SNCR opracowała firma Exxon i po raz pierwszy zastosowała go w 1974 roku [24]. Przy zastosowaniu NH3 w roli reagenta schemat reakcji jest następujący [23]: 4 NH3 + 6 NO → 5 N2 + 6 H2O (1) 4 NH3 + 4 NO + O2 → 4 N2 + 6 H2O (2) 8 NH3 + 6 NO2 → 7 N2 + 12 H2O (3) Przy moczniku w roli reagenta schemat reakcji jest następujący: H2NCONH2 + 2 NO + ½ O2 → 2 N2 + CO2 + H2O (4) Reagent, amoniak lub mocznik, można wtryskiwać bezpośrednio do złoża fluidalnego lub komory paleniskowej. Efektywność

procesu SNCR zależy od temperatury, zmieszania odczynnika z gazem odlotowym, stosunku odczynnik/NOx i czasu reakcji [43]. Systemy SNCR redukują emisję NOx o 30–90%, ale efektywność ta różni się znacznie w zależności od zastosowania. 3.2. Selektywna redukcja katalityczna (SCR) Selektywna redukcja katalityczna (SCR) jest najbardziej zaawansowanym i skutecznym sposobem zmniejszenia emisji NOx, nawet o 80–90%. SCR polega na reakcji NOx z NH3 w heterogenicznym złożu katalitycznym w obecności O2, w temperaturze zwykle z zakresu 523–673 K. Dominujące reakcje to [38]: 4 NO + 4 NH3 + O2 → 4 N2 + 6 H2O (5) 6 NO2 + 8 NH3 → 7 N2 + 12 H2O (6) NH3 jest adsorbowane chemicznie na katalizatorze i reaguje z NOx w fazie gazowej. Efektywność SCR zależy od temperatury, stosunku NH3/NOx, stężenia tlenu, obciążenia katalizatora i rodzaju zastosowanego nośnika katalizatora [38]. W zależności od parametrów procesu badano różne katalizatory dla procesu SCR z wykorzystaniem NH3, w tym metale szlachetne, tlenki metali i zeolity. Najczęściej stosowanym katalizatorem jest pięciotlenek wanadu V2O5 naniesiony na dwutlenek tytanu TiO2 [26]. 4. Wpływ technik dE-NOx na właściwości popiołu lotnego Według niektórych źródeł zastosowanie technologii redukcji emisji NOx ma wpływ na właściwości popiołu lotnego uzyskiwanego w elektrowniach cieplnych. W konsekwencji wpływa to również na przydatność popiołu lotnego do produkcji materiałów budowlanych, czasem czyniąc go już nieodpowiednim dla tego zastosowania. Gorsza jakość popiołu lotnego jest również poważnym problemem dla przemysłu energetycznego, ponieważ niektóre elektrownie nie są w stanie sprzedawać swojego popiołu lotnego do produkcji betonu i muszą płacić za składowanie popiołu na składowiskach

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 58–63

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 58–63. When referring to the article please refer to the original text. PL

albo ponosić dodatkowe koszty niezbędne dla poprawy charakterystyki popiołu. 4.1. Pozostałość amoniaku Jak już wspomniano, aby spełnić wymagania dotyczące emisji w elektrowniach cieplnych opalanych węglem, najczęściej stosuje się techniki SNCR i SCR. W trakcie tych procesów część amoniaku (amoniak nieprzereagowany) pozostaje niewykorzystana i zostaje wchłonięta przez popiół lotny [19]. Absorpcja amoniaku na popiele lotnym zależy od zawartości trójtlenku siarki, zawartości siarki w popiele, pH popiołu lotnego, stężenia wtryskiwanego NH3 i ładunku popiołu w gazie odlotowym [3, 28]. Amoniak na popiele lotnym zwykle występuje w postaci soli amonowych, tj. siarczanu amonowego i wodorosiarczanu [5]. Pochłonięty amoniak w popiele lotnym może również występować w postaci roztworu wodnego (jony amonowe) lub w postaci gazowej (amoniak), co zależy głównie od pH popiołu lotnego. Gdy pH popiołu jest mniejsze (co oznacza kwaśny popiół lotny), NH3 pozostaje w postaci amonowej, gdy zaś wartość pH rośnie, NH3 staje się amoniakiem [3]. Należy zauważyć, że właściwość pucolanowa popiołów lotnych aktywuje się podczas procesu hydratacji cementu ze względu na wytwarzanie wapna wolnego od wysokiego odczynu zasadowego. Jednakże, jeśli z powodu tej wysokiej zasadowości w popiele lotnym obecny jest amoniak, jony amonu w roztworze przemieniają się w amoniak cząsteczkowy, który następnie uwalnia się w postaci gazowej [11]. Proces ten można przedstawić jako następującą reakcję [3]: NH4+ OH↔NH3+ H2O (7) Obecny w popiele lotnym amoniak jest dobrze rozpuszczalny w wodzie, a zatem pH odgrywa ważną rolę w specjacji amoniaku w roztworach popiołu lotnego i wody [3]. Amoniak w postaci jonów amonowych jest składnikiem dobrze rozpuszczalnym i łatwo wypłukiwanym, gdy jest obecny w kwaśnym popiele lotnym. Wypłukiwanie jonów amonowych wydaje się zmieniać liniowo wraz ze stężeniem amoniaku w popiele. Kwaśny popiół lotny ma potencjał zatrzymywania dużych ilości amoniaku z gazów odlotowych [29]. W literaturze [3, 17, 40] podaje się, że dla wykorzystania amoniakalnego popiołu lotnego do produkcji betonu zawartość amoniaku w popiele nie powinna przekraczać 100 ppm, ponieważ wyższe stężenie będzie się przyczyniać do tworzenia niekomfortowej atmosfery pracy [41]. Rzeczywiście wykazano, że beton wytwarzany z popiołu lotnego zawierającego 63 ppm amoniaku jest poniżej wartości progowej do stosowania w pomieszczeniach po upływie 28 dni od produkcji [4]. W innych źródłach informowano, że zawartość amoniaku poniżej 50 ppm [33] i 100 ppm [32] w popiele lotnym nie powinna stanowić problemu dla jego wykorzystania do produkcji betonu. 4.2. Zwiększona zawartość węgla Kolejne przeszkody w szerokim wdrożeniu technologii spalania pyłu węglowego

zapewniających obniżenie emisji tlenków azotu, które należy omówić, to zwiększona zawartość węgla w popiele lotnym [10, 16, 18] i zwiększona adsorpcja surfaktantów na węglu [10]. Resztkowy węgiel w popiele lotnym może adsorbować domieszki napowietrzające (AEA), dodawane, aby lepiej napowietrzyć beton [9, 20], co poprawia podatność na obróbkę oraz odporność na cykle zamarzania i odmarzania [34]. Zjawisko to może się pojawić na skutek zmian postaci węgla, np. dostępnej powierzchni i jej polaryzacji [10]. Zmiana właściwości węgla w środowiskach o niskiej zawartości NO x komplikuje używanie zawartości węgla jako głównej miary oceny działania popiołu lotnego w betonie pod względem interferencji z napowietrzeniem [9]. Ten fakt jest problematyczny, gdyż na całym świecie przepisy dotyczące stosowania popiołu lotnego odnoszą się wyłącznie do zawartości węgla, a węgiel może wykazać większą zdolność adsorpcji AEA [10] nawet w przypadku popiołu lotnego o zawartości węgla poniżej określonej w przepisach granicy (zgodnie z normą EN 450 zawartość węgla nie powinna przekraczać 5%) [35]. Nadmierna zawartość węgla jest również ściśle związana z wyższym zapotrzebowaniem popiołu lotnego na wodę i wymusza dodatek wody podczas wylewania w celu uzyskania wymaganej konsystencji betonu. Zawartość węgla powyżej 10% znacznie zmniejsza aktywność pucolanową popiołu lotnego, obniża wytrzymałość i odporność betonu na mróz oraz zwiększa jego chłonność objętościową. Obserwuje się także nadmierny skurcz i zwiększoną podatność na pęknięcia [24]. Z powodu dużej zawartości niespalonego węgla w popiele lotnym wiele elektrowni, które przedtem sprzedawały popiół lotny do użycia w betonie, po montażu palników niskoemisyjnych musi go poddawać składowaniu lub używać do zastosowań innych niż beton. Ustalenia Pedersena i wsp. [36] sugerują, że zawartość węgla i wymagania dotyczące AEA w popiele lotnym można obniżyć poprzez zmianę warunków roboczych w kierunku zwiększenia natlenienia we wczesnym etapie spalania. W elektrowniach, w których stosuje się stopniowanie powietrza w palenisku, warunki takie można osiągnąć, zwiększając dopływ powietrza do palnika i zmniejszając powietrze podawane do dysz OFA (ponadpalnikowych) przy niezmienionej ogólnej stechiometrii [35]. W eksperymentach przeprowadzonych przez Pedersena i wsp. [36] zwiększenie natlenienia zmniejszyło zawartość niespalonego węgla w popiele, a także właściwą (na gram pierwiastka węgla) zdolność adsorpcji AEA, ale równocześnie doprowadziło do trzykrotnego zwiększenia wytwarzania NOx. Obserwacje wskazują, że możliwe jest osiągnięcie punktu kompromisowego z punktu widzenia wymogów dotyczących AEA w popiele oraz tworzenia tlenków azotu. Te drugie można skompensować poprzez intensyfikację procesu odazotowania spalin poprzez zwiększenie wtrysku NH3 [35]. Alternatywą dla dostosowania warunków roboczych może być zmiana rodzaju paliwa. Można tak poprawić wypalenie, aby dla niektórych paliw obniżyć wymagania

produkowanego popiołu w zakresie AEA. Jednak nie zawsze zwiększenie wypalenia powoduje oczekiwany efekt, zwłaszcza gdy otrzymywany popiół zawiera węgiel o większej zdolności adsorpcji AEA. Z niektórych paliw należy całkowicie zrezygnować, albo ze względu na słabe wypalenie, albo dlatego, że resztkowy węgiel w popiele może mieć bardzo wysoką właściwą zdolność adsorpcji AEA. Ostatecznie negatywny wpływ samej niskiej jakości węgla na adsorpcję AEA w popiele można osłabić poprzez zmieszanie węgla różnych rodzajów. Z mieszania węgla są także inne korzyści, w tym obniżenie emisji SO2 i poprawa wydajności spalania [6]. Niemniej wszelkie procedury dodatkowe, o których mowa powyżej, skutkują wyższymi kosztami uzyskania popiołu lotnego o właściwościach oczekiwanych przez przemysł budowlany. 4.3. Wykorzystanie wysokowęglowego popiołu lotnego Na koniec należy również zauważyć udane próby wykorzystania popiołu lotnego o wysokiej zawartości węgla, aż do 12%, w przemyśle budowlanym. W swojej pracy Naik i wsp. [31] podają, że wysokowęglowy popiół lotny można wykorzystać w produkcji materiału przewodzącego o kontrolowanej niskiej wytrzymałości (CLSM) i betonu. Elektrycznie przewodzący beton może mieć ważne zastosowania w wojsku, przemyśle budowlanym i do odladzania dróg. W połączeniu z zasilaniem elektrycznym oraz specjalnie skonfigurowanymi elektrodami beton przewodzący można stosować do odladzania dróg, chodników, mostów i pasów startowych. Ułożony z wierzchu beton przewodzący o bardzo małej rezystancji może służyć jako druga anoda w istniejących systemach ochrony katodowej. Poza tym beton przewodzący tłumi fale elektromagnetyczne i radiowe, a więc można go używać do zabezpieczenia sprzętu komputerowego przed podsłuchem oraz zabezpieczenia instalacji elektrycznych i urządzeń elektronicznych przed zakłóceniami [30, 31]. 5. Podsumowanie Od kilku lat popiół lotny, jako produkt uboczny spalania w elektrowniach cieplnych, stosowany jest głównie jako substytut materiału w przemyśle budowlanym, zwłaszcza jako surowiec lub domieszka w przemyśle cementowym na całym świecie. Spalanie paliw w elektrowniach cieplnych jest także jednym z głównych antropogenicznych źródeł emisji NOx w krajach uprzemysłowionych. Zgodnie z danymi z literatury najważniejszą rolę w tworzeniu się NOx w trakcie spalania w elektrowniach odgrywa mechanizm paliwowy. Konwersja azotu związanego w paliwie do NO zależy od właściwości paliwa i warunków spalania, takich jak temperatura, rozkład powietrza i czas przebywania. W celu ochrony zdrowia ludzkiego i środowiska przed negatywnym oddziaływaniem NOx Dyrektywa 2010/75/ UE w sprawie emisji przemysłowych (IED) ustanowiła nowe dopuszczalne wielkości emisji NOx dla różnych typów instalacji spalania. Podstawowe środki do tej pory stosowane w elektrowniach, takie jak stopniowanie powietrza i paliwa, zazwyczaj

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 58–63

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 58–63. When referring to the article please refer to the original text. PL

nie wystarczają do osiągnięcia nowych wielkości dopuszczalnych. Dlatego niezbędne są środki wtórne, z których najpowszechniej stosowane są, selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR) i selektywna redukcja katalityczna (SCR). Powszechne wdrożenie technologii niskoemisyjnego spalania pyłu węglowego prowadzi do zmian właściwości popiołu lotnego, które mogą zaszkodzić jego przydatności do produkcji materiałów budowlanych. Przedstawiony powyżej przegląd piśmiennictwa wskazuje, że zjawiska pochłaniania nadwyżki amoniaku przez popiół lotny nie wpływają na produkcję betonu i jego późniejsze właściwości. Przeciwnie, inna konsekwencja stosowania technik odazotowania, czyli wzrost zawartości węgla, jest ważnym czynnikiem, który należy dokładnie rozważyć przy produkcji materiałów budowlanych. Obniżenie zawartości węgla poniżej limitów jest niezbędne dla utrzymania przydatności popiołu lotnego do standardowych zastosowań w budownictwie, ale również wymaga dodatkowych kosztów. Prowadzone są próby wykorzystania popiołu lotnego o wysokiej zawartości węgla w produkcji materiałów przewodzących o kontrolowanej niskiej wytrzymałości i betonu, ale dotychczas omówiono je w niewielu pracach i na pewno potrzeba dalszych, dogłębnych badań, aby w pełni ocenić jego wartość rynkową. Bibliografia 1. Bai Z., Dong Y., Wang Z., Zhu T., Emission of ammonia from indoor concrete wall and assessment of human exposure [Emisja amoniaku z wewnętrznej ściany betonowej i ocena narażenia ludzi], Environment International 2006, nr 32, s. 303–311. 2. Bartok W., Engleman V., Laboratory studies and mathematical modelling of NOx formation in combustion processes [Badania laboratoryjne i modelowanie matematyczne powstawania NOx w procesach spalania], Linden, New-Jersey: ESSO Research and Engineering Company, Final report, Contract CPAp., 2971, s. 70–90. 3. Bittner J., Gasiorowski S., Hrach F., Removing Ammonia from Fly Ash [Usuwanie amoniaku z popiołów lotnych], Proceedings of International Ash Utilization Symposium, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, 2001, Paper No. 15. 4. Bødker J., Afdampning fra beton, Tech. Rep. 18, Danish Environmental Protection Agency, Danish Ministry of Environment, Copenhagen, Denmark, 2006. 5. Brendel G.F. i in., Investigation of Ammonia Adsorption on Fly Ash Due to Installation of Selective Catalytic Reduction Systems [Badanie adsorpcji amoniaku na popiele lotnym po zainstalowaniu systemów selektywnej redukcji katalitycznej], Final Technical Report, DOE Award No. DE-FC2698FT40028, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, 2000.

6. Carpenter A.M., Coal blending for power stations [Mieszanie węgla dla elektrowni], Technical Report IEACR/81, International Energy Agency (IEA) Coal Research, London, UK, 1995. 7. De Greef J. i in., Optimising energy recovery and use of chemicals, resources and materials in modern waste-to-energy plants [Optymalizacja odzysku energii i stosowanie chemikaliów, środków i materiałów w nowoczesnych zakładach termicznej utylizacji odpadów], Waste Manage 2013, nr 33, s. 2416–2424. 8. European Environment Agency, Nitrogen Oxides (NOx) Emissions (APE 002) [Emisje tlenków azotu (NOx) (APE 002)] [online], http://www.eea. europa.eu/data-and-maps/indicators/ eea-32-nitrogen-oxides-nox-emissions-1/ assessment.2010-08-19.0140149032-3. 9. Freeman E. i in., Interactions of carbon-containing fly ash with commercial air-entraining admixtures for concreto [Interakcje popiołu lotnego zawierającego węgiel z handlowymi domieszkami napowietrzającymi do betonu], Fuel Processing Technology 1997, nr 76 (8), s. 761–765. 10. Gao Y. i in., The effect of solid fuel type and combustion conditions on residual carbon properties and fly ash quality [Wpływ rodzaju i warunków spalania paliw stałych na właściwości węgla resztkowego i jakość popiołu lotnego], Proceedings of the Combustion Institute 2002, nr 29, s. 475–483. 11. Gasiorowski S.A., Hrach F.J., Method for Removing Ammonia from Ammonia Contaminated Fly Ash [Sposób usuwania amoniaku ze skażonego amoniakiem popiołu lotnego], U.S. Patent No. 6,077,494, 2000. 12. Goemans M. i in., Catalytic NOx reduction with simultaneous dioxin and furan oxidation [Katalityczna redukcja NOx przy jednoczesnym utlenieniu dioksyn i furanów], Chemosphere 2004, nr 54, s. 1357–1365. 13. Gohlke O. i in, A new process for NOx reduction in combustion systems for the generation of energy from waste [Nowy proces redukcji NOx w układach spalania do wytwarzania energii z odpadów], Waste Management 2010, nr 30, s. 1348–1354. 14. Gomez-Garcia M.A., Pitchon V., Kiennemann A., Pollution by nitrogen oxides: an approach to NOx abatement by using sorbing catalytic materials [Zanieczyszczenie tlenkami azotu: podejście do redukcji emisji NOx przy pomocy pochłaniających materiałów katalitycznych], Environment International 2005, nr 31, s. 445–467. 15. Hoy H.R., Gill D.W., The combustion of coal in fluidized beds [Spalanie węgla w złożach fluidalnych] Chap. 6 [w:] Lawn C.J., red. Principles of combustion engineering for boilers, London: Academic Press, 1987, s. 521. 16. Hurt R.H., Gibbins J.R., Residual carbon from pulverized coal fired boilers: 1. size distribution and combustion reactivity [Węgiel resztkowy z kotłów opalanych pyłem węglowym: 1. rozkład wielkość i reaktywność spalania], Fuel Processing Technology 1995, nr 74(4), s. 471–480.

17. Hwang J., Method for Removal of Ammonia from Fly Ash [Metoda usuwania amoniaku z popiołów lotnych], U.S. Patent No. 6,290,066, 2001. 18. Hill R.L. i in., An examination of fly ash carbon and its interactions with air entraining agent [Badanie węgla w popiele i jego interakcje ze środkiem napowietrzającym], Cement and Concrete Research 1997, nr 27(2), s. 193–204. 19. Külaots I. i in., Adsorption of Ammonia on Coal Fly Ash [Adsorpcja amoniaku na popiele lotnym węgla], Proceedings of International Ash Utilization Symposium, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, Paper No. 59, 2001. 20. Külaots I., Hurt R.H., Suuberg E.M., Size distribution of unburned carbon in coal fly ash and its implications [Rozkład wielkości niespalonego węgla w lotnym popiele węglowym i jego implikacje], Fuel Processing Technology 2004, nr 83(2), s. 223–230. 21. Liang B., Indoor air pollution – ammonia pollution [Zanieczyszczenie powietrza w pomieszczeniach – zanieczyszczenie amoniakiem], Proceeding of international workshop on indoor air quality State environmental protection administration of China, Beijing, China, 2001, s. 86–90. 22. Lindgren T., A case of indoor air pollution of ammonia emitted from concrete in a a newly built office in Beijing [Przypadek zanieczyszczenia powietrza w pomieszczeniu amoniakiem emitowanym z betonu w nowo wybudowanym budynku biurowym w Pekinie], Building and Environment 2010, nr 45, s. 596–600. 23. Lyon R.K., Kinetics of the NO-NH3-O2 reaction [Kinetyka reakcji NO-NH3-O2], 17th International Symposium on Combustion, The Combustion Institute, Pitsburg, 1978, s. 601–610. 24. Lyon R.K., Thermal deNOx – controlling nitrogen oxides emissions by a non catalytic proces [Cieplne odazotowanie – ograniczanie emisji tlenków azotu w procesie niekatalitycznym], Env ironmental Science and Technology 1987, nr 21, s. 231–236. 25. Łaskawiec K. i in., Zastosowanie popiołów ze spalania węgla kamiennego w kotłach fluidalnych do produkcji betonów komórkowych, Cement, Wapno, Beton 2012, nr 17/79, s. 14–22. 26. Mahmoudi S., Baeyens J., Seville J.P.K., NOx formation and selective non-catalytic reduction (SNCR) in a fluidized bed combustor of biomass [Powstawanie NOx i selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR) w złożu fluidalnym spalania biomasy], Biomass and Bioenergy 2010, nr 34, s. 1393–1409. 27. Manz O.E., Coal fly ash: a retrospective and future look [Węglowe popioły lotne: retrospektywa i wygląd w przyszłość], Fuel Processing Technology 1999, nr 8 (2), s. 133–136. 28. Minkara R.Y., Control of Ammonia Emission from Ammonia Laden Fly Ash in Concrete [Ograniczanie emisji amoniaku z popiołu lotnego z zawartością amoniaku w betonie], U.S. Patent No. 6,790,264, 2004.

K. Łaskawiec et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 58–63

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 58–63. When referring to the article please refer to the original text. PL

29. Murarka I.P. i in, Leaching of Selected Constituents from Ammoniated Fly Ash from a Coal-Fired Power Plant [Ługowanie wybranych składników z amoniakowanego popiołu lotnego z elektrowni opalanych węglem], Proceedings of International Ash Utilization Symposium, The University of Kentucky, Center for Applied Energy Research, Lexington, USA, 2003, Paper No. 81. 30. Naik T.R., Kumar R., Current innovation in cement-based materials [Aktualne innowacje w materiałach cementowych], Center for By-Products Utilization, University of Wisconsin-Milwaukee, 2003. 31. Naik T.R. i in., High-Carbon Fly Ash in Manufacturing Conductive CLSM and Concrete [Wysokowęglowy popiół lotny w produkcji przewodzącego CLSM i betonu], Journal of Materials in Civil Engineering 2006, nr 18(6), s. 743–746. 32. Necker P., Experience gained by Neckarwerke from operation of SCR DeNOx units [Doświadczenie z eksploatacji instalacji odazotowania typu SCR zdobyte przez Neckarwerke], Symposium on Stationary Combustion Nitrogen Oxide Control, 1989, Vol. 2, 6A-19 – 6A-38. 33. Novak M., Rych H.G., Design and operation of SCR-type NOx-reduction plants at the Dürnohr power station in Austria [Budowa i eksploatacja instalacji redukcji NOx typu SCR w elektrowni Dürnohr w Austrii], Symposium on Stationary Combustion Nitrogen Oxide Control, 1989, Vol. 2, 7A-1 – 7A-26. 34. Paillére A.M., Application of Admixtures in Concrete [Zastosowanie domieszek do betonu], 1st Edition, E & FN Spoon, London, 1995, s. 17–22. 35. Pedersen K.H. i in., The effect of combustion conditions in a full-scale low-NOx coal fired unit on fly ash properties for its application in concrete mixtures [Wpływ warunków spalania w pełnoskalowym bloku węglowym o niskiej emisji NOx na właściwości popiołu do jego stosowania w mieszankach betonowych], Fuel Processing Technology 2009, nr 90 (2), s. 180–185.

36. Pe ders en K.H., Jens en A.D., Dam-Johansen K., The effect of low-NOx combustion on residual carbon in fly ash and its adsorption capacity for air entrainment admixtures in concreto [Wpływ spalania niskoemisyjnego na pozostałości węgla w popiele lotnym i jego zdolność adsorpcji domieszek napowietrzających w betonie], Combustion and Flame 2010, nr 157, s. 208–216. 37. Perry R.H., Green D.W., Perry’s chemical engineering handbook [Poradnik inżynierii chemicznej Perry’ego], 7th ed. McGraw Hill., 1997. 38. Radojevic M., Reduction of nitrogen oxides in flue gases [Redukcja tlenków azotu w gazach odlotowych], Environmental Pollution 1998, nr 102, 685–689. 39. Raporty dotyczące emisji NO x Europejskiej Agencji Środowiska [online], https://europa.eu/european-union/about-eu_en [dostęp: 1.02.2017]. 40. Russell H., Carmel J., Cong T.T., Method of Removing Ammonia from Fly Ash and Fly Ash Composition Produced Thereby [Sposób usuwania amoniaku z popiołu lotnego i skład tak wytworzonego popiołu lotnego], U.S. Patent No. 7,329,397, 2008. 41. Schnelle K.B., Brown C.A., Air pollution control technology handbook [Poradnik technologii ograniczania emisji atmosferycznych], Boca Raton, Florida, CRC Press, 2002. 42. Shanthakumar S., Singh D.N., Phadke R.C., Determining Residual Ammonia in Flue Gas Conditioned Fly Ash and Its Influence on the Pozzolanic Activity [Wyznaczanie amoniaku resztkowego w popiele lotnym z oczyszczonych spalin i jego wpływ na aktywność pucolanową], Journal of Testing and Evaluation 2010, nr 39(1), s. 1–8. 43. Teixeira D.P., Muzio L.J., Effect of trace combustion species on SNCR performance [Wpływ śladowych produktów spalania na wydajność SNCR], International conference on environmental control of combustion processes, Hawaii, 1991, Paper No. 20.

44. Timofeeva I. i in., Automated procedure for determination of ammonia in concrete with headspace single-drop micro-extraction by stepwise injection spectrophotometric analysis [Zautomatyzowana procedura do określania amoniaku w betonie metodą mikroekstrakcji pojedynczej kropli przez analizę spektrofotometryczną stopniowego wstrzykiwania], Talanta 2015, nr 133, s. 34–37. 45. Report on the Environment – Nitrogen Oxides Emissions, US Environmental Protection Agency [Raport środowiskowy – Tlenki azotu, Agencja Ochrony Środowiska USA], 2014, [online] https:// cfpub.epa.gov/roe/indicator.cfm?i=15. 46. Van Caneghem J. i in., NOx reduction in waste incinerators by selective catalytic reduction (SCR) instead of selective non catalytic reduction (SNCR) compared from a life cycle perspective: a case study [Redukcja NOx w spalarniach odpadów metodą selektywnej redukcji katalitycznej (SCR) zamiast selektywnej redukcji niekatalitycznej (SNCR) z perspektywy cyklu życia: studium przypadku], Journal of Cleaner Production 2016, nr 112, s. 4452–4460. 47. Wesche K. (red.), Fly ash in concrete: properties and performance [Popiół lotny w betonie: właściwości i wydajność], E & FN Spoon, London, 1991, s. 3–24, 42–62, 117–143. 48. Wu Z., Understanding fluidised bed combustion (CCC/76) [Zrozumienie spalania w złożu fluidalnym (CCC/76)], London: IEA Clean Coal Centre, 2003. 49. Yao Z.T. i in., A comprehensive review on the applications of coal fly ash [Kompleksowy przegląd zastosowań popiołu lotnego], Earth-Science Reviews 2015, nr 141, s. 105–121. 50. Zeldovich Y., The oxidation of nitrogen in combustion and explosions [Utlenianie azotu przy spalaniu i eksplozji], Acta Physicochimica USSR 1946, nr 21, s. 577–628. 51. Zhong B.J., Roslyakov P.V., Study on prompt NOx emission in boilers [Badanie szybkiej emisji NOx w kotłach], Journal of Thermal Science 1996, nr 5, s. 143–147.

Katarzyna Łaskawiec

dr inż. Zakład Technologii Betonów CEBET w Instytucie Ceramiki i Materiałów Budowlanych e-mail: k.laskawiec@icimb.pl Pracuje w Zakładzie Technologii Betonów CEBET w Instytucie Ceramiki i Materiałów Budowlanych. Tytuły magistra inżyniera (2003) i doktora inżyniera (2011) uzyskała w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Jest członkiem European Autoclaved Aerated Concrete Association. Zakres jej zainteresowań to technologie elementów murowych.

Piotr Gębarowski

dr inż. Zakład Technologii Betonów CEBET w Instytucie Ceramiki i Materiałów Budowlanych e-mail: p.gebarowski@icimb.pl Tytuły magistra inżyniera (1998) i doktora inżyniera (2003) uzyskał na Politechnice Warszawskiej. Jest członkiem komitetów technicznych: nr 193 ds. elementów prefabrykowanych z betonu komórkowego i elementów niezbrojonych z betonu lekkiego kruszywowego oraz nr 308 ds. oceny uwalniania substancji niebezpiecznych z wyrobów budowlanych. Zakres jego zainteresowań to technologie wytwarzania materiałów budowlanych.

Katarzyna Kramek-Romanowska

mgr inż. Zakład Technologii Betonów CEBET w Instytucie Ceramiki i Materiałów Budowlanych Tytuł magistra inżyniera uzyskała na Politechnice Warszawskiej (2010). Była technologiem w Zakładzie Technologii Betonów CEBET w Instytucie Ceramiki i Materiałów Budowlanych.

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 69–74

Reduction of Air Pollutant Emissions from Medium-sized Combustion Plants

Authors Zbigniew Łukasik Jacek Kozyra Aldona Kuśmińska-Fijałkowska

Keywords pollutant emission, sulphur dioxide, nitrogen oxide, combustion plant

Abstract The paper highlights the need to adjust medium-sized combustion plants to the requirements of EU Directive 2015/2193 on the limitation of emissions. The results so far are presentations of reducing emissions of sulphur dioxide, nitrogen oxides and dust in Poland. The Directive’s detailed guidelines are provided for existing and newly built combustion plants. Also analysed are actions to reduce pollutant emissions and the expected impact of new regulations on energy facilities in Poland.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016406

Introduction In recent decades air emissions have been significantly reduced, but their level is still a problem in many parts of Europe. Residents of the European Union are still exposed to air pollutants that can harm their health and deteriorate their well-being [2]. It was found that the environment is still exposed to excessive nitrogen and sulphur from transport emissions, unsustainable practices in agriculture, and electricity generation [4, 5]. In many EU areas air pollution indicators still exceed the limits set out in EU standards, and EU air quality standards still do not meet the objectives set by the World Health Organization. In the field of environment improvement and protection the overriding objective of the European Union is to take action and increase efforts to achieve full compliance with EU air quality legislation and to define strategic objectives and actions for the period after 2020. Therefore, the EU legislators adopted directives aimed at protecting the air, including Directive 2010/75/EU of 24 November 2010 on industrial emissions – IED (integrated pollution prevention and control) and EU Directive 2015/2193 of 25 November 2015. on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from medium combustion plants. One of the arguments justifying the need to regulate emissions from combustion plants with an average capacity is their increasing share in the air pollution, primarily due to the increase in the use of biomass as a fuel as a result of the climate and energy policy implementation [2]. The Directive sets allowable limits for the emissions of sulphur dioxide (SO2), nitrogen oxides (NOx) and dust for combustion plants with rated thermal output of not less than 1 MW and less than 50 MW, and new facilities with capacity equal to or greater

than 50 MW, resulting from the merger of smaller objects, except objects within the scope of Chapter III of Directive 2010/75/ EU [2]. According to the Directive a combustion plant is any technical apparatus in which fuels are oxidised in order to use the heat thus generated. Existing combustion plant means a facility put into operation before 20 December 2018, or for which prior to 19 December 2017 a permit was obtained on the basis of national regulation, provided that the plant was put into operation no later than 20 December 2018. New combustion plant means a facility other than existing one. The Directive requires Member States to implement its provisions by 19 December 2017.

1. Emission of pollutants into the air in Poland The most important and commonly found air pollutants are: sulphur dioxide (SO2), nitrogen oxides (NOx), carbon monoxide (CO), particulate matter, heavy metals (cadmium, lead, mercury), ammonia (NH3), volatile organic compounds, persistent organic pollutants. Basically all fossil fuels contain sulphur or its compounds, the combustion of which produces sulphur dioxide SO2. It is highly toxic and slowly spreads in the atmosphere. Sulphur oxides are produced: • in the combustion of sulphur-containing fuels, fossil and biomass alike, and waste. They are emitted into the atmosphere mainly as SO2 (hence the emissions of the other oxides are expressed by reference to SO2) • in the technological processes, which use sulphur-containing materials, such as, for instance, ore melting or sintering • in the production of sulphur-containing compounds, e.g. sulphuric acid 69

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 69–74

• in the use of sulphur compounds in the production of other products, e.g. in the cellulose manufacture with sulphite process • of sulphur removal, e.g. from liquid and gaseous fuels [9]. In Poland SO2 is emitted primarily from power sources, but also from industrial and municipal sources, and the chemical industry and metallurgy (mainly copper). Nitrogen oxides are among the most dangerous compounds penetrating the atmosphere as a result of economic activity. They play an important role in the development of adverse events, which are: acid rain, winter smog, photochemical smog, and indirectly – as a precursor of tropospheric ozone – also the greenhouse effect. Nitrogen oxides are produced: • in the fuel combustion they are created by high temperature oxidation of the nitrogen in the combustion air, and the nitrogen trapped in the fuel • in the production of nitrogen-containing compounds, e.g. nitric acid, fertilizers • in the high-temperature processes using oxygen, for example in the manufacture of steel in electric arc or open hearth furnaces [9]. Carbon monoxide is produced in the incomplete combustion of fuels. In the atmosphere it oxidises to CO2 [8]. This reaction produces ozone. The main source of CO emissions is road transport, especially vehicles with petrol engines. Another major source of CO is the municipal sector and agriculture, and some industrial processes (steel manufacture). Sources of particulate matter in the air are virtually all production processes and fuel combustion processes (especially solid fuels) [7]. Lots of dust are emitted from the power, chemical, mining, metallurgical and construction industries (especially the production of cement) [6]. Dust have harmful impact on human health, soil and vegetation, water, materials and visibility constraints. Now, after the elimination in recent years and a significant reduction of direct threats, the most important adverse effects of air pollution in Poland include [3]: • increased air pollution in most towns associated with the impact of the so-called low emission and the increasing vehicular traffic (SO2, NO2, carbon monoxide CO, dust with heavy metal content) • acidification of soils and waters as a result of the emissions of sulphur dioxide (SO2), nitrogen oxides (NOx) and ammonia (NH3), followed by dry and wet deposition of pollutants • eutrophication of aquatic ecosystems caused by, among others, nitrogen compounds washed out of the air (NOx, NH3 and derivatives) • increase in the concentration of ozone in the ground layer of the atmosphere (tropospheric ozone – O3) as a result of photochemical transformations in the air polluted with ozone precursors, such as nitrogen oxides and volatile organic compounds (VOCs) • locally elevated pollution by hazardous substances, especially harmful to human health and the environment (heavy metals cadmium, lead, mercury, persistent organic pollutants [POPs], as well as fine particulate matter). 70

Specification

Sulphur dioxide, Nitrogen oxides Carbon dioxide Carbon monoxide Ammonia Dust

2000

2005

2010

2013

in thousands of tons 1,451 844 318,749 2,655 284 444

1,217 851 31,8387 2,597 272 471

937 861 32, 9622 2,938 271 449

847 798 322,900 2,876 263 407

Tab. 1. Total emissions of air pollutants in Poland

Specification

2000

2005

2010

2013

in thousands of tons Sulphur dioxide Total Commercial power plants Industrial power plants Industrial processes Other stationary Other mobile

1,451 805 297 10 338 1

1,217 673 214 11 319 1

Total Commercial power plants Industrial power plants Industrial processes Other stationary Other mobile

844 237 102 18 123 363

851 246 81 19 128 376

Total Commercial power plants Industrial power plants Industrial processes Other stationary Other mobile

444 38 15 76 252 64

471 39 13 62 285 72

937 365 176 14 381 2

847 290 167 11 377 1

nitrogen oxides 861 233 72 24 152 379

798 203 76 24 141 355

449 20 8 57 247 90

407 17 8 66 237 85

dust

Tab. 2. Total emissions of sulphur dioxide, nitrogen oxides and particulate matter [1]

Emissions of major air pollutants are presented in Tab. 1 [1]. The air pollutant emissions specified in Tab. 1 vary considerably throughout he period. Special recognition deserves the reduction of sulphur dioxide emissions by 41% over 14 years (2000–2013). Reducing nitrogen oxide emissions doesn’t look so good. In the first 2000 decade the emission increased until 2012, when it was reduced by 5% as compared to 2000. At the same time, carbon monoxide and carbon dioxide emissions increased: carbon dioxide by more than 1%, and carbon monoxide by 8%. Ammonia emissions have been reduced by ca. 7%, and particulate matter emissions by more than 4%. The situation can be further analysed through detailed listing of pollution emitting facilities. Total emissions of sulphur dioxide, nitrogen oxides and dust in 2000–2013 are compared in Tab. 2 [1]. It lists polluting objects: commercial and industrial heat and/ or power plants, processes emissions (from industrial plants) and mobile sources, predominantly motor vehicles. Other stationary sources include municipal boiler houses, individual hearths (households), craft workshops and agriculture. Total emissions of sulphur dioxide, nitrogen oxides and dust in 2000 and 2013 are compared in Fig. 1 and 2. The largest shares in sulphur dioxide emissions in Poland in 2013 were: local boiler houses, domestic hearths, craft workshops, agriculture (45% of the specified sources), commercial power

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 69–74

Fig. 1. Total emissions of sulphur dioxide, nitrogen oxides and dust from the specified emissions sources in 2000 [1]

Fig. 2. Total emissions of sulphur dioxide, nitrogen oxides and dust from the specified emissions sources in 2013 [1]

plants (34%), and industrial power plants (20%). Mobile sources accounted in 2013 for a large share (44%) in total nitrogen oxides emissions. Other major sources were combustion processes: in the energy generation and transformation sector – 31%, nonindustrial – 12%, and industrial – 9%. The main particulate emission sources were local boiler houses, domestic hearths, craft workshops and agriculture. In 2013 these stationary sources accounted for 58% of the total dust emissions. The share of mobile sources increased from 14% in 2000 to 21% in 2013, while the shares of commercial and industrial power sector in the overall dust emission decreased – in 2013 to 4% and 2%, respectively. Polluted air doesn’t stay within country borders. It is transported over long distances from country to country. It is also an important issue in Poland, where as much as 48% of polluted

air flows from neighbouring countries, while 67% of air pollution is exported to other countries. Therefore, actions of national governments should be supported by international cooperation at EU level in order to solve the problem of cross-border transfer of air pollution.

2. Measures to reduce emissions of air pollutants in Poland In the EU legislation air quality assessment and management systems are regulated in a number of directives that have been transposed into the Polish national law by way of the Act of 27 April 2001 – Environmental Protection Law (Journal of Laws of 2013, Item 1232, as amended ) and the Act of 3 October 2008 on the provision of information about the environment and its 71

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 69–74

protection, public participation in environmental protection and environmental impact assessments (Journal of Laws of 2013, Item 1235 as amended.). In addition to the statutory laws, issues related to air quality are regulated by regulations of the Ministry of the Environment. The European Commission keeps updating and refining the tools to combat air pollution. In the light of planned new regulations the emissions limits will be rigorously reinforced and supported by further tools and resources to combat the problem, such as: “Clear Air” package and Directive on NEC National Emission Ceilings, which is supposed to significantly reduce air pollution in the European Union by 2030. The latest action of the Polish government is the Anti-Smog Act of 10 September 2015 amending the Act – Environmental Protection Law. The adoption of these amendments will enable local authorities to introduce area specific technical, emission and quality standards for combustion plants, taking into account the health needs of the residents and the impact on the environment. Such solutions should help to reduce harmful emissions. Another new activity is the launch of the National Programme for Air Protection (KPOP), which was announced at last year’s Economic Forum in Krynica. The program’s launch shall quickly result in air pollution reduction, also by reducing the concentration of harmful dust from the so-called low emissions, mainly from domestic coal stoves and road transport exhaust emissions. In addition, KPOP includes a schedule of actions needed to improve air quality in Poland, which identifies entities responsible for their implementation (at central government and local self-government levels). The activities are divided into short-term – to be completed by 2018 (some of which are identified as priorities for immediate implementation), medium term (by 2020) and long term (2030).

3. The Directive on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from medium combustion plants Adopted on 25 November 2015, the Directive of the European Parliament and the Council 2015/2193 on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from medium combustion plants as one of the arguments justifying the need to regulate emissions from combustion plants with average capacity points out to their increasing share of air pollution. This is due, among other things, to the growing use of biomass as fuel in order to meet the climate and energy policy requirements. The Directive sets limits for the emissions of sulphur dioxide (SO2), nitrogen oxides (NOx) and dust for combustion plants with rated thermal input at least 1 MW and less than 50 MW. The Directive also applies to new facilities with capacity equal to or greater than 50 MW, resulting from the merger of smaller plants. According to the Directive a combustion plant is any technical apparatus in which fuels are oxidised in order to use the heat thus generated. “Existing combustion plant” means a facility put into operation before 20 December 2018, or for which prior to 19 December 2017 a permit was obtained on the basis of national regulation, provided that the plant was put into operation no later than 20 December 2018. “New combustion plant” 72

Pollution

Solid biomass

Other solid fuels

Liquid fuels other than heavy fuel oil

Heavy fuel oil

Natural gas

Gaseous fuels other than natural gas

SO2

200(1), (2)

1 100(3)

–

350

–

200(3)

NOX

650

200

650

250

Particulate matter (dust)

–

(1) – This does not apply to any plant fired with solid wood biomass only (2) – 300 mg/Nm3 for straw fired plants (3) – 400 mg/Nm3 for low-calorific coke oven gas in the iron and steel industry.

Tab. 3. Allowable emission limits (mg/Nm3) for existing medium-sized combustion plants with rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 5 MW, other than engines and gas turbines [2]

Pollution

Solid biomass

Other solid fuels

Liquid fuels other than heavy fuel oil

Heavy fuel oil

Natural gas

Gaseous fuels other than natural gas

SO2

200(1), (2)

400(3)

–

350(4)

–

35(5), (6)

NOX

650

200

650

200

250

Particulate matter (dust)

30(7)

–

(1) – This does not apply to any plant fired with solid wood biomass only (2) – 300 mg/Nm3 for straw fired plants (3) – 1,100 mg/Nm3 for plants with rated thermal input of more than 5 MW and not more than 20 MW (4) – Until 1 January 2030: 850 mg/Nm3 for plants with rated thermal input of more than 5 MW and not more than 20 MW, fired with heavy fuel oil (5) – 400 mg/Nm3 for low-calorific coke oven gases and 200 mg/Nm3 for low-calorific blast furnace gas in the iron and steel industry (6) – 170 mg/Nm3 for biogas (7) – 50 mg/Nm3 for plants with rated thermal input of more than 5 MW and not more than 20 MW

Tab. 4. Allowable emission limits (mg/Nm3) for existing medium-sized combustion plants with rated thermal input of more than 5 MW, other than engines and gas turbines [2]

Pollution

Type of medium combustion plant

Diesel

Liquid fuels other than heavy fuel oil

Natural gas

Gaseous fuels other than natural gas

SO2

Engines and gas turbines

–

120

–

15(1), (2)

NOX Particulate matter (dust)

Engines

190(3), (4)

190(3), (5)

190(6)

Gas turbines (7)

200

150

200

Engines and gas turbines

–

-–

(8)

(1) – 60 mg/Nm3 for biogas (2) – 130 mg/Nm3 for low-calorific coke oven gases and 65 mg/Nm3 for low-calorific blast furnace gas in the iron and steel industry (3) – 1850 mg/Nm3 for the following cases: (a) for diesel engines built before 18 May 2006; (b) for dual fuel engines in the liquid fuel mode (4) – 250 mg/Nm3 for engines with rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 5 MW (5) – 250 mg/Nm3 for engines with rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 5 MW (7) – 225 mg/Nm3 for engines with rated thermal input of more than 5 MW and not more than 20 MW (6) – 380 mg/Nm3 for dual fuel engines in the gas fuel mode (7) – Allowable emission limits apply only above 70% load (8) – 20 mg/Nm3 for objects with rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 20 MW

Tab. 5. Allowable emission limits (mg/Nm3) for existing engines and gas turbines [2]

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 69–74

Liquid fuels other than Natural heavy fuel gas oil

Gaseous fuels other than natural gas

Pollution

Solid biomass

Other solid fuels

Diesel

SO2

200(1)

400

–

350(2)

–

35(3), (4)

NOX

300(5)

200

300(6)

100

200

–

Particulate matter (dust)

(7)

–

(7)

(8)

(1) – This does not apply to any plant fired with solid wood biomass only. (2) – Until 1 January 2025: 1700 mg/Nm3 for any SIS or MIS object (3) – 400 mg/Nm3 for low-calorific coke oven gas, and 200 mg/Nm3 for low-calorific blast furnace gas in the iron and steel industry. (4) – 100 mg/Nm3 for biogas (5) – 500 mg/Nm3 for objects with rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 5 MW (6) – Until 1 January 2025: 450 mg/Nm3 for the combustion of heavy fuel oil containing from 0.2% to 0.3% N, and 360 mg/Nm3 for the combustion of heavy fuel oil containing less than 0.2 % N with regard to SIS or MIS objects (7) – 50 mg/Nm3 for the plants with total rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 5 MW; 30 mg/Nm3 for plants with total rated thermal input of more than 5 MW and not more than 20 MW (8) – 50 mg/Nm3 for plants with rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 5 MW

Tab. 6. Allowable emission limits (mg/Nm3) for new medium-sized combustion plants other than engines and gas turbines [2]

Diesel

Liquid fuels other than heavy fuel oil

Natural gas

Gaseous fuels other than natural gas

Engines and gas turbines

–

120(1)

–

15(2)

Engines (3), (4)

190(3), (4)

190(5), (6)

95(7)

190

Gas turbines (8)

75(9)

Engines and gas turbines

–

10(10), (11)

–

Pollution

Type of medium combustion plant

SO2 NOX Particulate matter (dust)

(1) – Until 1 January 2025: 590 mg/Nm3 for any Diesel engine which is SIS or MIS object (2) – 40 mg/Nm3 for biogas (3) – Engines operated from 500 to 1500 hours per year may be exempted from compliance with the emission limits, if they utilize primary NOx emission reduction measures, and if they meet the emission limits specified in footnote (4) (4) – Until 1 January 2025 in SIS and MIS: 1850 mg/Nm3 for dual fuel engines in the liquid fuel mode and 380 mg/Nm3 in the gaseous fuel mode; 1300 mg/Nm3 for diesel engines with speed ≤ 1200 rpm and total rated thermal input of not more than 20 MW and 1850 mg/Nm3 for diesel engines with total rated thermal input of more than 20 MW; 750 mg/Nm3 for diesel engines with speed > 1200 rpm. (5) – 225 mg/Nm3 for dual fuel engines in the liquid fuel mode (6) – 225 mg/Nm3 for diesel engines with rated thermal input of not more than 20 MW and rotation ≤ 1200 rpm. (7) – 190 mg/Nm3 for dual fuel engines in the gaseous fuel mode (8) – These allowable emission limits apply only above 70% load (9) – Until 1 January 2025: 550 mg/Nm3 for any SIS or MIS object (10) – Until 1 January 2025: 75 mg/Nm3 for any Diesel engine which is SIS or MIS object (11) – 20 mg/Nm3 for plants with rated thermal input of not less than 1 MW and not more than 5 MW

for is the adjustment for steam content in flue gases, with standardized O2 content of: 6% for medium-sized combustion plants using solid fuels, 3% for medium-sized combustion plants using liquid and gaseous fuels other than engines and gas turbines, and 15% for engines and gas turbines. Emissions permitted for existing facilities are listed in Tab. 3, 4, 5 [2]. Emissions permitted for new facilities are listed in Tab. 6, 7 [2]. SIS and MIS acronyms in Tab. 6 and 7 mean: “small isolated system” (SIS) and “micro isolated system” (MIS).

4. Impact of new regulations on energy facilities in Poland The existing EU regulations on limiting emissions from combustion were incomplete. The standards have applied so far to the largest plants above 50 MW (Directive 2010/75/EU on industrial emissions), as well as to those smaller than 1 MW (follow-up regulation to Directive 2009/125 establishing a framework for the setting of ecodesign requirements for energy-related products). The new emission limits set out in the Directive largely relate to numerous local heat plants, and small and medium-sized businesses, which use, for instance heat or steam in their production process. Cleaner air from these plants will enforce their costly upgrades. With the current emissions of sulphur dioxide, plants generate four times lower operating costs, and for dust generated during the heat production the operation is 3–10 times cheaper. It will take years for these facilities to upgrade to the new standards. Whereas the old objects (with thermal capacity of over 5 MW) should meet the limits since 2025. For smaller plants (thermal capacity 1–5 MW), used most often by small and medium-sized enterprises, the limits will be mandatory from 2030. According to the National Centre for Emissions Balancing and Management the number of medium-sized combustion plants in Poland may be more than 3,600. The proposed solutions are a serious blow to the very large group of low power sources that supply heating systems in Poland, including public buildings, schools, hospitals and universities. Expert analyses show that the proposed changes will result in an excessive financial burden for small and medium-sized enterprises in Poland, mainly operators of municipal heating systems, as well as in an increase in the district heat price, and an increase in the cost of production of the enterprises that operate medium combustion plants for their own needs.

5. Conclusions Tab. 7. Allowable emission limits (mg/Nm3) for new engines and gas turbines [2]

means a facility other than existing one. The Directive requires Member States to implement its provisions by 19 December 2017. This means that from 20 December 2018, the air emissions of SO2, NOx and dust from any existing or new plant shall not exceed the limits set out in Annex II to the Directive. All allowable emission limits indicated in this Annex shall be determined at 273.15 K and under pressure of 101.3 kPa. Additionally, provided

Air pollution harms our health and the environment. It comes from many sources, which are both medium and large combustion plants. The new EU strategy on air quality aims to achieve consistent and comprehensive assurance by 2020 of full compliance with the applicable air quality legislation, and sets new long-term goals to be achieved by 2030. Pursuing this purpose the European Union employs mechanisms aiming at the determination of air quality and pollutant concentration standards, setting limits on total emissions for individual countries, and also develops and implements legislation for pollution sources. One of the concrete effects of its implementation will be a reduction 73

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 69–74

of the emissions of pollutants resulting primarily from the increase in the use of biomass as a fuel as an effect of the climate and energy policy. For Poland the introduction of the new Directive, and thereby continuation of the efforts to improve the climate, will be crucial to maintain its industry’s and the whole national economy’s competitiveness. The climate and energy policy will to the largest extent affect the countries where coal plays a key role in energy processes. Poland is such a country, where electricity and heat generation is based largely on coal. For our country this will mean an enormous investment in the Polish energy sector’s modernization. The estimated costs of such modernization are at the level of hundreds of billions of PLN. It is estimated that the modernization cost will be set off by neither free emission allowances, nor subsidies from the Modernization Fund. Therefore, taken into account should be the threats to the pace of growth and of economic and social development. REFERENCES

1. “Ochrona środowiska 2015” [Environmental protection in 2015], GUS Central Statistical Office, Warszawa 2015. 2. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2015/2193 z 25 listopada 2015. [Directive EU 2015/2193 of the European Parliament and the Council of the of 25 November 2015].

3. Serwice archiwum.ekoportal.gov.pl [online], http://archiwum.ekoportal.gov.pl/ [access: 20.12.2016]. 4. Z. Łukasik, A. Kuśmińska-Fijałkowska, J. Kozyra, “Innovative reduction of CO2 emission through application of energy-saving electroluminescent external lightning of passenger vehicles”, Przegląd Elektrotechniczny [Electrotechnical Review], No. 12, 2015. 5. Z. Łukasik, J. Kozyra, A. Kuśmińska-Fijałkowska, “Perspectives and production of electricity from renewable energy sources in Poland”, 10th Conference on Sustainable Development of Energy, Water and Environment Systems, Dubrovnik, Croatia 27 IX – 02 X 2015, Book of Abstracts. 6. A. Kuśmińska-Fijałkowska, Z. Łukasik, “Efekty wynikające z wdrożenia Systemu Zarządzania Jakością” [Effects of Quality Management System implementation], Logistyka [Logistics], No. 3, 2014. 7. Z. Łukasik, J. Kozyra, A. Kuśmińska-Fijałkowska, “Efektywne ograniczenie zużycia energii elektrycznej w zakładach przemysłowych” [Effective reduction of electricity consumption in industrial plants], Technika Transportu Szynowego [Rail Transpiort Technology], No. 12, 2015, pp. 1232–3829. 8. Z. Łukasik, A. Kuśmińska-Fijałkowska, J. Kozyra, “Eco-friendly technology to reduce CO2 emissions of passenger cars based on innovative solutions”, Przegląd Elektrotechniczny [Electrotechnical Review], No. 8, 2016. 9. EKO-forecast website [online], http://ekoprognoza.pl/ [access: 20.12.2016].

Zbigniew Łukasik Kazimierz Pulaski University of Technology and Humanities in Radom e-mail: z.lukasik@uthrad.pl A professor in the Institute of Automation and Telematics at the Faculty of Transport and Electrical Engineering of Kazimierz Pulaski University of Technology and the Humanities in Radom. Head of the Process Automation Department, and for many years a lecturer in information theory, signal theory, process automation, control theory, computer networks and industrial control systems. Member of the Transport Committee of the Polish Academy of Sciences and member of the Accreditation Commission of Technical Universities. Member of the scientific boards of many conferences home and abroad, and of specialist magazines. Rector of the University of Technology and Humanities (2012–2020), former vice-rector and a dean for many years. In his research he deals with the problems of high-quality control, process automation and signal processing. Author of more than 150 domestic and foreign publications, including academic textbooks.

Jacek Kozyra Kazimierz Pulaski University of Technology and Humanities in Radom e-mail: j.kozyra@uthrad.pl Graduated as M.Sc. in electrical engineering from the Department of Transport at Radom University of Technology (1997). PhD awarded by the Faculty of Electrical Engineering of Poznań University of Technology (2006). An assistant professor in the Department of Power and Electrical Engineering, University of Technology and Humanities in Radom. The area of his research interests covers issues related to power grids and systems, and their automatic protection. Co-author of 50 scientific publications, 4 research reports and 2 academic textbooks.

Aldona Kuśmińska-Fijałkowska Kazimierz Pulaski University of Technology and Humanities in Radom e-mail: a.kusminska@uthrad.pl Graduated as M.Sc. in electrical engineering from the Department of Transport at Radom University of Technology (2001). PhD granted by the Faculty of Transport of Radom University of Technology (2008). An assistant professor in the Department of Process Automation, University of Technology and Humanities in Radom. The area of her research interests includes issues related to automation, robotics, and processes visualization. Co-author of 55 scientific publications, 11 research reports and 2 academic textbooks.

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 69–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 69–74. When referring to the article please refer to the original text. PL

Ograniczenie emisji zanieczyszczeń powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania Autorzy

Zbigniew Łukasik Jacek Kozyra Aldona Kuśmińska-Fijałkowska

Słowa kluczowe

emisja zanieczyszczeń, dwutlenek siarki, tlenek azotu, obiekt energetycznego spalania

Streszczenie

W artykule zwrócono uwagę na konieczność dostosowania średnich obiektów spalania do wymogów Dyrektywy UE 2015/2193 w sprawie ograniczenia emisji zanieczyszczeń. Przedstawiono dotychczasowe wyniki w ograniczaniu emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu oraz pyłów w Polsce. Podano szczegółowe wytyczne dyrektywy dotyczące obiektów energetycznych istniejących i nowo budowanych. Ponadto przeanalizowano działania ograniczające emisję zanieczyszczeń oraz spodziewany wpływ nowych przepisów na obiekty energetyczne w naszym kraju.

Wstęp W ostatnich dziesięcioleciach emisje zanieczyszczeń do powietrza zostały znacznie ograniczone, ale w dalszym ciągu ich poziom stanowi problem w wielu częściach Europy. Mieszkańcy Unii Europejskiej nadal są narażeni na działanie substancji zanieczyszczających powietrze, co może szkodzić ich zdrowiu i znacznie pogarszać samopoczucie [2]. Stwierdzono, że środowisku naturalnemu nadal szkodzą nadmierne ilości azotu i siarki związane z emisjami środków transportu, niezrównoważonymi praktykami stosowanymi w rolnictwie i wytwarzaniem energii elektrycznej [4, 5]. Na wielu obszarach Unii wskaźniki zanieczyszczenia powietrza wciąż przekraczają wielkości dopuszczalne określone w unijnych normach, a unijne normy jakości powietrza nadal nie odpowiadają celom wyznaczonym przez Światową Organizację Zdrowia. W dziedzinie poprawy i ochrony stanu środowiska naturalnego celem nadrzędnym Unii Europejskiej jest podejmowanie działań i zwiększenie wysiłków na rzecz osiągnięcia pełnej zgodności z unijnymi przepisami dotyczącymi jakości powietrza oraz określenia strategicznych celów i działań na okres po 2020 roku. Dlatego organy prawodawcze UE przyjęły dyrektywy mające na celu ochronę powietrza, m.in. Dyrektywę 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych – IED (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) oraz Dyrektywę UE 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania. Jako jeden z argumentów uzasadniających potrzebę uregulowania emisji z obiektów spalania paliw o średniej mocy wskazano ich coraz większy udział w zanieczyszczeniu powietrza, przede wszystkim ze względu na wzrost wykorzystania biomasy jako paliwa w wyniku stosowania polityki klimatyczno-energetycznej [2]. Dyrektywa określa dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i pyłu dla obiektów energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej nie

mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW oraz nowych obiektów o mocy równej lub przekraczającej 50 MW, wynikającej z połączenia obiektów mniejszych, za wyjątkiem obiektów objętych zakresem stosowania rozdziału III Dyrektywy 2010/75/UE [2]. Zgodnie z dyrektywą obiektem energetycznego spalania jest każde urządzenie techniczne, w którym paliwa są utleniane w celu wykorzystania wytworzonego w ten sposób ciepła. Istniejący obiekt energetycznego spalania oznacza obiekt oddany do użytkowania przed 20 grudnia 2018 roku lub dla którego przed 19 grudnia 2017 roku uzyskano pozwolenie na podstawie przepisów krajowych, pod warunkiem że obiekt ten został oddany do użytkowania nie później niż 20 grudnia 2018 roku. Nowy obiekt energetycznego spalania oznacza obiekt inny niż istniejący. Dyrektywa zobowiązuje państwa członkowskie do implementacji jej zapisów do nia 19 grudnia 2017 roku. 1. Emisja zanieczyszczeń do powietrza w Polsce Do najważniejszych i powszechnie występujących substancji zanieczyszczających powietrze można zaliczyć: dwutlenek siarki (SO2), tlenki azotu (NOx), tlenek węgla (CO), pyły, metale ciężkie (kadm, ołów, rtęć), amoniak (NH3), lotne związki organiczne, trwałe zanieczyszczenia organiczne. Wszystkie paliwa kopalniane zawierają z zasady siarkę lub jej związki dające w wyniku spalania dwutlenek siarki SO2 (bezwodnik kwasu siarkawego). Jest on silnie toksyczny i wolno rozprzestrzenia się w atmosferze. Tlenki siarki powstają: • przy spalaniu paliw zawierających siarkę, zarówno kopalnych, jak i biomasy, oraz odpadów. Emitowane są do atmosfery głównie w postaci SO2 (stąd też emisje pozostałych tlenków określa się w przeliczeniu na SO2) • podczas procesów technologicznych, w których wykorzystuje się surowce zawierające siarkę, np. podczas topienia rud, spiekania • przy produkcji związków chemicznych zawierających siarkę, np. kwasu siarkowego

• przy wykorzystaniu związków siarki w wytwarzaniu innych produktów, np. produkcja celulozy w procesie siarczynowym • podczas usuwania siarki, np. z paliw płynnych i gazowych [9]. W Polsce SO 2 jest emitowany przede wszystkim ze źródeł energetycznych, ale także ze źródeł przemysłowych i komunalno-bytowych oraz z przemysłu chemicznego i hutnictwa metali (głównie miedzi). Tlenki azotu należą do najbardziej niebezpiecznych związków dostających się do atmosfery w wyniku działalności gospodarczej. Odgrywają istotną rolę w powstawaniu niekorzystnych zjawisk, którymi są: kwaśne deszcze, smog zimowy, smog fotochemiczny, a pośrednio – jako prekursor ozonu troposferycznego – także efektu cieplarnianego. Tlenki azotu powstają: podczas spalania paliw tworzą się w wyniku utleniania w wysokich temperaturach azotu zawartego w powietrzu spalania, azotu związanego w paliwie • podczas produkcji związków chemicznych zawierających azot, np. kwas azotowy, nawozy sztuczne • w procesach wysokotemperaturowych wykorzystujących tlen, np. w produkcji stali w piecach łukowych lub martenowskich [9]. Tlenek węgla powstaje podczas niepełnego spalania paliw. W atmosferze utlenia się do CO2 [8]. W wyniku tej reakcji powstaje ozon. Głównym źródłem emisji CO jest transport drogowy, a w szczególności pojazdy z silnikami benzynowymi. Innym dużym źródłem CO jest sektor bytowo-komunalny i rolnictwo oraz niektóre procesy przemysłowe (produkcja stali). Źródłami pyłów w powietrzu są właściwie wszystkie procesy produkcyjne i procesy spalania paliw (szczególnie paliw stałych) [7]. Szczególnie dużo pyłów emitowanych jest z energetyki, przemysłu chemicznego, wydobywczego, metalurgicznego oraz budowlanego (zwłaszcza produkcji cementu) [6]. Pyły oddziałują szkodliwie na zdrowie ludzkie, glebę i roślinność, wody, materiały oraz ograniczenie widoczności.

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 69–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 69–74. When referring to the article please refer to the original text. PL

Obecnie, po eliminacji w ostatnich latach i istotnym ograniczeniu bezpośrednich zagroźeń, do najważniejszych ujemnych skutków zanieczyszczenia powietrza w Polsce zalicza się [3]: • podwyższone zanieczyszczenie powietrza na obszarach większości miast związane z oddziaływaniem tzw. niskiej emisji oraz rosnącym natężeniem ruchu pojazdów (SO2, NO2, tlenek węgla CO, pyły zawierające m.in. metale ciężkie) • zakwaszenie gleb i wód na skutek emisji dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i amoniaku (NH3), a następnie suchej i mokrej depozycji zanieczyszczeń • eutrofizację ekosystemów wodnych spowodowaną m.in. przez wymywane z powietrza związki azotu (NOx, NH3 i pochodne) • wzrost stężenia ozonu w przyziemnej warstwie atmosfery (ozonu troposferycznego – O3) na skutek przemian fotochemicznych w powietrzu zanieczyszczonym prekursorami ozonu, m.in. tlenkami azotu oraz lotnymi związkami organicznymi (LZO) • lokalne podwyższone zanieczyszczenie środowiska substancjami niebezpiecznymi, szczególnie szkodliwymi dla zdrowia ludzi i dla środowiska (metale ciężkie – kadm, ołów, rtęć, trwałe zanieczyszczenia organiczne [TZO], a także drobne cząstki pyłu zawieszonego). Emisję głównych zanieczyszczeń powierza przedstawia tab. 1 [1]. Wyszczególnione w tab. 1 emisje zanieczyszczeń do powietrza w rozpatrywanym zakresie wykazują dość duże zróżnicowanie. Na szczególne uznanie zasługuje ograniczenie emisji dwutlenku siarki, który na przestrzeni 14 lat (2000–2013) uległ zmniejszeniu o 41%. Ograniczanie emisji tlenku azotu już tak dobrze nie przebiega. W pierwszym dziesięcioleciu XXI wieku jego emisja wzrastała, dopiero od 2012 roku nastąpiło ograniczenie, w stosunku do 2000 roku o 5%. W tym samym czasie emisja dwutlenku węgla i tlenku węgla wzrosła: dwutlenku węgla o ponad 1%, a tlenku węgla o 8%. Ograniczanie emisji amoniaku jest w granicach 7%, a w przypadku pyłów odnotowano redukcję emisji o ponad 4%. Głębszą analizę sytuacji można wykonać dzięki dokładnemu wyszczególnieniu obiektów emitujących zanieczyszczenia. Porównanie całkowitej emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów w latach 2000– 2013 przedstawia tab. 2 [1]. Wyszczególniono w niej obiekty emisji zanieczyszczeń: obiekty energetyki zawodowej i przemysłowej (elektrownie i elektrociepłownie), źródła emisji wynikające z procesów technologicznych (zakłady przemysłowe) oraz źródła mobilne, czyli zazwyczaj pojazdy samochodowe. Jako inne źródła stacjonarne przyjęto kotłownie komunalne, paleniska indywidualne (domowe), warsztaty rzemieślnicze oraz rolnictwo. Porównanie całkowitej emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów w roku 2000 i 2013 przedstawiono na rys. 1 i 2. Największy udział w emisji dwutlenku siarki w Polsce w 2013 roku miały: kotłownie lokalne, paleniska domowe, warsztaty rzemieślnicze, rolnictwo (razem

Wyszczególnienie Dwutlenek siarki Tlenki Azotu Dwutlenek węgla Tlenek węgla Amoniak Pyły

2000

2005

2010

1 451 844 318 749 2 655 284 444

1 217 851 31 8387 2 597 272 471

2013

w tysiącach ton 937 861 32 9622 2 938 271 449

847 798 322 900 2 876 263 407

Tab. 1. Całkowita emisja zanieczyszczeń powietrza w Polsce

Wyszczególnienie

2000

2005

2010

2013

w tysiącach ton dwutlenek siarki Ogółem Energetyka zawodowa Energetyka przemysłowa Technologie przemysłowe Źródła stacjonarne Źródła mobilne

1 451 805 297 10 338 1

1 217 673 214 11 319 1

Ogółem Energetyka zawodowa Energetyka przemysłowa Technologie przemysłowe Źródła stacjonarne Źródła mobilne

844 237 102 18 123 363

851 246 81 19 128 376

Ogółem Energetyka zawodowa Energetyka przemysłowa Technologie przemysłowe Źródła stacjonarne Źródła mobilne

444 38 15 76 252 64

471 39 13 62 285 72

937 365 176 14 381 2

847 290 167 11 377 1

861 233 72 24 152 379

798 203 76 24 141 355

449 20 8 57 247 90

407 17 8 66 237 85

tlenki azotu

pyły

Tab. 2. Całkowita emisja dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów [1]

dla wyszczególnionych 45%), energetyka zawodowa (34%), a także energetyka przemysłowa (20%). Duży udział w całkowitej emisji tlenków azotu w 2013 roku miały źródła mobilne (44%). Ponadto znaczący udział miały procesy spalania: w sektorze produkcji i transformacji energii – 31%, poza przemysłem – 12% oraz w przemyśle – 9%. Na wielkość całkowitej emisji pyłów w zasadniczy sposób wpłynęła emisja pochodząca z kotłowni lokalnych, palenisk domowych, warsztatów rzemieślniczych oraz rolnictwa. W 2013 roku udział emisji z tych źródeł stacjonarnych ukształtował się na poziomie 58% całkowitej emisji pyłów. Udział źródeł mobilnych wzrósł z 14% w 2000 roku do 21% w 2013 roku, zaś udział elektroenergetyki zawodowej i przemysłowej w ogólnej emisji pyłów wykazuje tendencję spadkową – w 2013 roku zmniejszył się odpowiednio do poziomu 4% i 2%. Zanieczyszczone powietrze danego kraju nie zatrzymuje się na jego granicach. Jest transportowane na duże odległości z kraju do kraju. To również istotna kwestia w Polsce, gdzie aż 48% zanieczyszczonego powietrza napływa z krajów ościennych, natomiast 67% zanieczyszczeń powietrza eksportowanych jest do innych krajów. Dlatego działania rządów poszczególnych państw powinny być wspomagane przez współpracę międzynarodową na poziomie Unii Europejskiej w celu rozwiązania transgranicznego przekazywania zanieczyszczeń powietrza.

2. Działania na rzecz ograniczenia emisji zanieczyszczeń powietrza w Polsce System oceny i zarządzania jakością powietrza w prawodawstwie Unii Europejskiej reguluje wiele dyrektyw, które zostały przetransponowane do prawa krajowego przepisami ustawy z 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska (Dz.U. z 2013 r. poz. 1232, z poźn. zm.) oraz ustawy z 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz.U. z 2013 r. poz. 1235, z poźn. zm.). Oprócz przepisów rangi ustawowej kwestie związane z jakością powietrza uregulowane są rozporządzeniami ministra środowiska. Komisja Europejska wciąż aktualizuje oraz udoskonala narzędzia do walki z zanieczyszczeniami powietrza. W świetle planowanych nowych regulacji limity emisji zanieczyszczeń zostaną rygorystycznie wzmocnione oraz wsparte kolejnymi narzędziami i środkami do walki z tym problemem, takimi jak: Pakiet „Czyste powietrze” oraz dyrektywa o krajowych pułapach emisji – NEC (ang. National Emission Ceilings), która do 2030 roku ma istotnie zmniejszyć zanieczyszczenie powietrza w całej Unii Europejskiej. Najnowszym działaniem polskiego rządu jest ustawa antysmogowa z 10 września 2015 roku o zmianie ustawy – Prawo ochrony środowiska. Uchwalenie zmian

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 69–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 69–74. When referring to the article please refer to the original text. PL

pozwoli władzom lokalnym, wprowadzać na konkretnym terenie normy techniczne, emisyjne i jakościowe dla instalacji spalania paliw, uwzględniając potrzeby zdrowotne mieszkańców oraz oddziaływanie na środowisko. Takie rozwiązania powinny przyczynić się do ograniczenia emisji szkodliwych substancji. Innym nowym działaniem jest realizacja Krajowego Programu Ochrony Powietrza (KPOP), który został ogłoszony podczas zeszłorocznego Forum Ekonomicznego w Krynicy. Wprowadzenie tego programu ma szybko skutkować zmniejszeniem zanieczyszczenia powietrza, w tym poprzez zmniejszenie stężenia szkodliwych pyłów będących efektem tzw. niskiej emisji, która jest generowana głównie przez użytkowanie domowych pieców na węgiel oraz przez spaliny z transportu drogowego. Ponadto KPOP zawiera harmonogram działań potrzebnych do osiągnięcia poprawy jakości powietrza w Polsce, w którym wskazano odpowiedzialne za ich realizację podmioty (na poziomie rządowym i samorządowym). Działania podzielono na krótkoterminowe – do zrealizowania do 2018 roku (niektóre z nich wskazano jako priorytetowe do natychmiastowej realizacji), średnioterminowe (do 2020 roku) i długoterminowe (do 2030 roku). 3. Dyrektywa ograniczająca emisję niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania Przyjęta 25 listopada 2015 roku Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2015/2193 w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania za jeden z argumentów uzasadniających potrzebę uregulowania emisji z obiektów spalania paliw o średniej mocy wskazuje ich coraz większy udział w zanieczyszczeniu powietrza. Wynika to m.in z coraz większego wykorzystania biomasy jako paliwa dla osiągnięcia wymogów polityki klimatyczno-energetycznej. Dyrektywa określa dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i pyłu dla obiektów energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i mniejszych niż 50 MW. Dyrektywa dotyczy również nowych obiektów o mocy równej lub przekraczającej 50 MW, wynikającej z połączenia obiektów mniejszych. Zgodnie z dyrektywą obiektem energetycznego spalania jest każde urządzenie techniczne, w którym paliwa są utleniane w celu wykorzystania wytworzonego w ten sposób ciepła. „Istniejący obiekt energetycznego spalania” to obiekt oddany do użytkowania przed 20 grudnia 2018 roku lub dla którego przed 19 grudnia 2017 roku uzyskano pozwolenie na podstawie przepisów krajowych, pod warunkiem że obiekt ten został oddany do użytkowania nie później niż 20 grudnia 2018 roku. „Nowy obiekt energetycznego spalania” to obiekt inny niż istniejący. Dyrektywa zobowiązuje państwa członkowskie do implementacji jej zapisów do 19 grudnia 2017 roku. Oznacza to, że od 20 grudnia 2018 roku emisje do powietrza SO2, NOx i pyłu dla obiektów istniejących i nowych nie mogą przekraczać

Rys. 1. Całkowita emisja dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów z wyszczególnionych źródeł emisji w 2000 roku [1]

Rys. 2. Całkowita emisja dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów z wyszczególnionych źródeł emisji w 2013 roku [1]

emisji określonych w załączniku II dyrektywy. Wszystkie dopuszczalne wielkości emisji wskazane w niniejszym załączniku określa się w temperaturze 273,15 K, przy ciśnieniu 101,3 kPa. Dodatkowo określono korektę uwzględniającą zawartość pary wodnej w gazach odlotowych, przy znormalizowanej zawartości O2 wynoszącej: 6% dla średnich obiektów energetycznego spalania stosujących paliwa stałe, 3% dla średnich obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa ciekłe i gazowe innych niż silniki i turbiny gazowe oraz 15% dla silników i turbin gazowych. Dopuszczalne emisje dla obiektów istniejących zamieszczono w tab. 3, 4, 5 [2]. Dopuszczalne emisje dla obiektów nowych przedstawiono w tab. 6, 7 [2].

Zamieszczone w tab. 6 i 7 skróty SIS i MIS oznaczają: „mały system wydzielony” (SIS) oraz „mikrosystem wydzielony” (MIS). 4. Wpływ nowych przepisów na obiekty energetyczne w Polsce Dotychczasowe unijne regulacje dotyczące ograniczania emisji zanieczyszczeń z obiektów spalania były niekompletne. Normy obowiązywały dotąd bowiem w odniesieniu do największych instalacji powyżej 50 MW (Dyrektywa 2010/75/ UE o emisjach przemysłowych), a także mniejszych niż 1 MW (rozporządzenia do Dyrektywy 2009/125 ustanawiającej ogólne zasady ustalania wymogów dotyczących dla produktów związanych z energią). Przedstawione w nowej

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 69–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 69–74. When referring to the article please refer to the original text. PL

Zanieczyszczenie

Paliwa ciekłe inne niż ciężki olej opałowy

Ciężki olej opałowy

1 100(3)

–

650

200

–

Biomasa stała

Inne paliwa stałe

SO2

200(1),(2)

NOX

650

Cząstki stałe (pyły)

Gaz ziemny

Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny

350

–

200(3)

650

250

–

(1) – Ta wielkość nie ma zastosowania do obiektów opalanych wyłącznie drewnianą biomasą stałą (2) – 300 mg/Nm3 w przypadku obiektów opalanych słomą (3) – 400 mg/Nm3 w przypadku niskokalorycznych gazów koksowniczych w hutnictwie żelaza i stali. Tab. 3. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla istniejących średnich obiektów energetycznego spalania, o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW, innych niż silniki i turbiny gazowe [2]

Zanieczyszczenie

Paliwa ciekłe inne niż ciężki olej opałowy

Ciężki olej opałowy

400(3)

–

650

200

30(7)

–

Biomasa stała

Inne paliwa stałe

SO2

200(1),(2)

NOX

650

Cząstki stałe (pyły)

30(7)

Gaz ziemny

Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny

350(4)

–

35(5), (6)

650

200

250

–

(1) – Ta wielkość nie ma zastosowania do obiektów opalanych wyłącznie drewnianą biomasą stałą (2) – 300 mg/Nm3 w przypadku obiektów opalanych słomą (3) – 1 100 mg/Nm3 dla obiektów o nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW i nie większej niż 20 MW (4) – Do 1 stycznia 2030 roku: 850 mg/Nm3 w przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW i nie większej niż 20 MW, opalanych ciężkim olejem opałowym (5) – 400 mg/Nm3 w przypadku niskokalorycznych gazów koksowniczych i 200 mg/Nm3, w przypadku niskokalorycznych gazów wielkopiecowych w hutnictwie żelaza i stali (6) – 170 mg/Nm3 w przypadku biogazu (7) – 50 mg/Nm3 w przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW i nie większej niż 20 MW. Tab. 4. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla istniejących średnich obiektów energetycznego spalania, o nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW, innych niż silniki i turbiny gazowe [2]

Zanieczyszczenie

Rodzaj średniego obiektu energetycznego spalania Silniki i turbiny gazowe

SO2

Silniki

NOX

Turbiny gazowe(7)

Cząstki stałe (pyły)

Silniki i turbiny gazowe

Olej napędowy

Paliwa ciekłe inne niż ciężki olej opałowy

Gaz ziemny

Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny

–

120

–

15(1), (2)

190(3), (4)

190(3), (5)

190(6)

200

150

200

–

10(8)

–

-–

(1) – 60 mg/Nm3 w przypadku biogazu (2) – 130 mg/Nm3 w przypadku niskokalorycznych gazów koksowniczych i 65 mg/Nm3 w przypadku niskokalorycznych gazów wielkopiecowych w hutnictwie żelaza i stali (3) – 1850 mg/Nm3 w następujących przypadkach: (a) dla silników Diesla, których budowę rozpoczęto przed dniem 18 maja 2006 r.; (b) dla silników dwupaliwowych w trybie zasilania paliwem ciekłym (4) – 250 mg/Nm3 w przypadku silników o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW (5) – 250 mg/Nm3 w przypadku silników o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW. 225 mg/Nm3 w przypadku silników o nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW i nie większej niż 20 MW (6) – 380 mg/Nm3 dla silników dwupaliwowych w trybie zasilania paliwem gazowym (7) – Dopuszczalne wielkości emisji mają zastosowanie jedynie powyżej 70% obciążenia (8) – 20 mg/Nm3 w przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 20 MW. Tab. 5. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla istniejących silników i turbin gazowych [2]

Zanieczyszczenie

Biomasa stała

Inne paliwa stałe

Olej napędowy

Paliwa ciekłe inne niż ciężki olej napędowy

Gaz ziemny

Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny

SO2

200(1)

400

–

350(2)

–

35(3), (4)

NOX

300(5)

200

300(6)

100

200

Cząstki stałe (pyły)

20(7)

–

20(8)

–

(1) – Ta wielkość nie ma zastosowania do obiektów opalanych wyłącznie drewnianą biomasą stałą (2) – Do 1 stycznia 2025 roku: 1700 mg/Nm3 w przypadku obiektów należących do SIS lub MIS (3) – 400 mg/Nm3 w przypadku niskokalorycznych gazów koksowniczych i 200 mg/Nm3 w przypadku niskokalorycznych gazów wielkopiecowych w hutnictwie żelaza i stali (4) – 100 mg/Nm3 w przypadku biogazu (5) – 500 mg/Nm3 w przypadku obiektów o całkowitej nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW (6) – Do 1 stycznia 2025 roku: 450 mg/Nm3 w przypadku spalania ciężkiego oleju opałowego zawierającego od 0,2% do 0,3% N oraz 360 mg/Nm3 w przypadku spalania ciężkiego oleju opałowego zawierającego mniej niż 0,2 % N w odniesieniu do obiektów należących do SIS lub MIS (7) – 50 mg/Nm3 w przypadku obiektów o całkowitej nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW; 30 mg/Nm3 w przypadku obiektów o całkowitej nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW i nie większej niż 20 MW (8) – 50 mg/Nm3 w przypadku obiektów o całkowitej nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW. Tab. 6. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla nowych średnich obiektów energetycznego spalania, innych niż silniki i turbiny gazowe [2]

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 69–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 69–74. When referring to the article please refer to the original text. PL

Zanieczyszczenie SO2 NOX Cząstki stałe (pyły)

Rodzaj średniego obiektu energetycznego spalania Silniki i turbiny gazowe Silniki

(3), (4)

Olej napędowy

Paliwa ciekłe inne niż ciężki olej opałowy

Gaz ziemny

Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny

–

120(1)

–

15(2)

190

(3), (4)

190

(5), (6)

(7)

Turbiny gazowe(8)

75(9)

Silniki i turbiny gazowe

–

10(10), (11)

–

(1) – Do 1 stycznia 2025 roku: 590 mg/Nm3 w przypadku silników Diesla należących do SIS lub MIS (2) – 40 mg/Nm3 w przypadku biogazu (3) – Silniki o czasie funkcjonowania od 500 do 1500 godzin rocznie mogą zostać zwolnione z obowiązku przestrzegania tych dopuszczalnych wielkości emisji, jeżeli zastosowano w nich pierwotne środki ograniczenia emisji NOx i jeżeli spełniają one dopuszczalne wielkości emisji określone w przypisie (4) (4) – Do 1 stycznia 2025 roku w SIS i MIS: 1850 mg/Nm3 w przypadku silników dwupaliwowych w trybie zasilania paliwem ciekłym i 380 mg/Nm3 w trybie zasilania paliwem gazowym; 1300 mg/Nm3 w przypadku silników Diesla o prędkości obrotowej ≤ 1200 obr./min i całkowitej nominalnej mocy cieplnej nie większej niż 20 MW oraz 1850 mg/Nm3 w przypadku silników Diesla o całkowitej nominalnej mocy cieplnej większej niż 20 MW; 750 mg/Nm3 w przypadku silników Diesla o prędkości obrotowej > 1200 obr./min (5) – 225 mg/Nm3 w przypadku silników dwupaliwowych w trybie zasilania paliwem ciekłym (6) – 225 mg/Nm3 w przypadku silników Diesla o całkowitej nominalnej mocy cieplnej nie większej niż 20 MW i prędkości obrotowej ≤ 1200 obr./min (7) – 190 mg/Nm3 w przypadku silników dwupaliwowych w trybie zasilania paliwem gazowym (8) – Te dopuszczalne wielkości emisji mają zastosowanie jedynie powyżej 70% obciążenia (9) – Do 1 stycznia 2025 roku: 550 mg/Nm3 w przypadku obiektów należących do SIS lub MIS (10) – Do 1 stycznia 2025 roku: 75 mg/Nm3 w przypadku silników Diesla należących do SIS lub MIS (11) – 20 mg/Nm3 w przypadku obiektów o całkowitej nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW. Tab. 7. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla nowych silników i turbin gazowych [2]

dyrektywie dopuszczalne poziomy emisji w dużej mierze dotyczą licznych ciepłowni osiedlowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw, które używają np. ciepła bądź pary w procesie produkcji. Czystsze powietrze z tych obiektów będzie wymuszać konieczność ich kosztownej modernizacji. Praca przedsiębiorstw przy obecnej emisji dwutlenku siarki generuje czterokrotnie niższe koszty eksploatacji, a dla pyłów powstających w czasie produkcji ciepła eksploatacja jest 3–10 razy tańsza. Instalacje tych obiektów będą miały dwa lata na osiągnięcie nowych standardów. Natomiast stare obiekty (o mocy cieplnej powyżej 5 MW) powinny spełniać limity od 2025 roku. Dla mniejszych instalacji (o mocy cieplnej 1–5 MW), stosowanych najczęściej przez małe i średnie przedsiębiorstwa, limity mają być obowiązkowe od 2030 roku. Według Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami liczba średnich obiektów energetycznego spalania w Polsce może wynosić ponad 3600. Proponowane rozwiązania są poważnym ciosem w bardzo dużą grupę źródeł ciepła małej mocy, zasilających systemy ciepłownicze w Polsce, m.in. obiektów użyteczności publicznej, szkół, szpitali oraz uniwersytetów. Z analiz ekspertów wynika, że projektowane zmiany spowodują nadmierne obciążenie finansowe sektora małych i średnich przedsiębiorstw w Polsce, w tym głównie operatorów miejskich systemów ciepłowniczych, a także wzrost cen ciepła sieciowego oraz wzrost kosztów wytwarzania przedsiębiorstw produkcyjnych eksploatujących średnie obiekty spalania na własne potrzeby. 5. Wnioski Zanieczyszczenie powietrza szkodzi naszemu zdrowiu i środowisku. Pochodzi z wielu źródeł, którymi są zarówno średnie,

jak i duże obiekty energetycznego spalania. W nowej unijnej strategii dotyczącej jakości powietrza dąży się do osiągnięcia spójności i kompleksowego zapewnienia do 2020 roku pełnej zgodności z obowiązującym prawodawstwem dotyczącym jakości powietrza i wyznacza nowe długoterminowe cele, które mają zostać osiągnięte do 2030 roku. Unia Europejska, dążąc do tego celu, wykorzystuje mechanizmy polegające na określeniu norm jakości powietrza i stężeń zanieczyszczeń, ustaleniu wartości granicznych łącznych emisji dla poszczególnych krajów oraz opracowuje i wdraża prawodawstwo dla źródeł zanieczyszczeń. Jednym z konkretnych efektów jego wprowadzenia będzie ograniczenie emisji zanieczyszczeń wynikających przede wszystkim ze wzrostu wykorzystania biomasy jako paliwa w wyniku stosowania polityki klimatyczno-energetycznej. Dla Polski wprowadzenie nowej dyrektywy, a tym samym utrzymanie działań na rzecz poprawy klimatu, będzie miało zasadnicze znaczenie dla utrzymania konkurencyjności przemysłu oraz całej krajowej gospodarki. Największe skutki prowadzonej polityki klimatyczno-energetycznej będą odczuwały kraje, w których węgiel odgrywa kluczową rolę w procesach energetycznych. Do takich krajów zalicza się także Polska, gdzie produkcja energii elektrycznej i ciepła oparta jest praktycznie w dużej części na węglu. Oznaczać to będzie dla naszego kraju gigantyczny wysiłek inwestycyjny w zakresie modernizacji polskiego sektora energii. Szacunkowe koszty takiej modernizacji kształtują się na poziomie setek miliardów złotych. Ocenia się, że kosztów tej modernizacji nie zrekompensują ani bezpłatne uprawnienia do emisji, ani środki wsparcia z Funduszu Modernizacyjnego. Należy zatem liczyć się z zagrożeniami dla tempa rozwoju i wzrostu gospodarczo-społecznego.

Bibliografia 1. Ochrona środowiska 2015, GUS, Warszawa 2015. 2. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2015/2193 z 25 listopada 2015. 3. Serwis archiwum.ekoportal.gov.pl [online], http://archiwum.ekoportal.gov. pl/ [dostęp: 20.12.2016]. 4. Łukasik Z., Kuśmińska-Fijałkowska A., Kozyra J., Innovative reduction of CO2 emission through application of energysaving electroluminescent external lightning of passenger vehicles, Przegląd Elektrotechniczny 2015, nr 12. 5. Łukasik Z., Kozyra J., KuśmińskaFijałkowska A., Perspectives and production of electricity from renewable energy sources in Poland, 10th Conference on Sustainable Development of Energy, Water and Environment Systems, Dubrovnik, Croatia 27 IX – 02 X 2015, Book of Abstracts. 6. Kuśmińska-Fijałkowska A., Łukasik Z., Efekty wynikające z wdrożenia Systemu Zarządzania Jakością, Logistyka 2014, nr 3. 7. Łukasik Z., Kozyra J., KuśmińskaFijałkowska A., Efektywne ograniczenie zużycia energii elektrycznej w zakładach przemysłowych, Technika Transportu Szynowego 2015, nr 12, s. 1232–3829. 8. Łukasik Z., Kuśmińska-Fijałkowska A., Kozyra J., Eco-friendly technology to reduce CO2 emissions of passenger cars based on innovative solutions, Przegląd Elektrotechniczny 2016, nr 8. 9. Strona serwisu EKO-prognoza [online], http://ekoprognoza.pl/ [dostęp: 20.12.2016].

Z. Łukasik et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 69–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 69–74. When referring to the article please refer to the original text. PL

Zbigniew Łukasik

prof. dr hab. inż. Uniwersytet Technologiczno-Humanistyczny w Radomiu e-mail: z.lukasik@uthrad.pl Jest profesorem zwyczajnym w Instytucie Automatyki i Telematyki na Wydziale Transportu i Elektrotechniki Uniwersytetu Technologiczno-Humanistycznego im. Kazimierza Pułaskiego w Radomiu. Kieruje Zakładem Automatyzacji Procesów i od wielu lat prowadzi wykłady z zakresu teorii informacji, teorii sygnałów, automatyzacji procesów, teorii sterowania, sieci komputerowych oraz systemów sterowania przemysłowego. Jest członkiem Komitetu Transportu Polskiej Akademii Nauk oraz członkiem Komisji Akredytacyjnej Uczelni Technicznych. Wchodzi w skład komitetów naukowych wielu konferencji krajowych i zagranicznych oraz czasopism specjalistycznych. Pełni funkcję rektora Uniwersytetu Technologiczno-Humanistycznego (2012–2020), był prorektorem, a także wieloletnim dziekanem. W badaniach naukowych zajmuje się problemami wysokojakościowego sterowania, automatyzacją procesów oraz przetwarzaniem sygnałów. Jest autorem ponad 150 publikacji krajowych i zagranicznych, w tym również podręczników akademickich.

Jacek Kozyra

dr inż. Uniwersytet Technologiczno- Humanistyczny w Radomiu e-mail: j.kozyra@uthrad.pl Ukończył studia magisterskie na Wydziale Transportu, na kierunku elektrotechnika Politechniki Radomskiej (1997). Tytuł doktorski uzyskał na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej (2006). Pracuje jako adiunkt w Zakładzie Energetyki i Elektrotechniki Uniwersytetu Technologiczno-Humanistycznego w Radomiu. Obszar jego zainteresowań naukowych obejmuje zagadnienia związane z sieciami i systemami elektroenergetycznymi oraz elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową. Jest współautorem 50 publikacji naukowych, 4 prac badawczych i 2 podręczników akademickich.

Aldona Kuśmińska-Fijałkowska

dr inż. Uniwersytet Technologiczno-Humanistyczny w Radomiu e-mail: a.kusminska@uthrad.pl Ukończyła studia magisterskie na Wydziale Transportu, na kierunku elektrotechnika Politechniki Radomskiej (2001). Tytuł doktorski uzyskała na Wydziale Transportu Politechniki Radomskiej (2008). Pracuje jako adiunkt w Zakładzie Automatyzacji Procesów Uniwersytetu Technologiczno-Humanistycznego w Radomiu. Obszar jej zainteresowań naukowych obejmuje zagadnienia związane z automatyzacją, robotyzacją, wizualizacją procesów. Jest współautorem 55 publikacji naukowych, 11 prac badawczych i 2 podręczników akademickich oraz 4 ekspertyz dla przemysłu.

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

Performance Analysis of Power Boiler Drum Water Level Control Systems

Author Mariusz Pawlak

Keywords control system, steam boiler, power unit, level control, drum, drum model

Abstract Described in the paper are the structures of water level controls in power boiler drums. A boiler drum’s function is very important for the power unit process, because this is where water separates from steam, which is then superheated and supplied to the turbine. A boiler drum’s dynamic properties as an object of regulation have been listed. The model has been identified on the basis of measurement data from a real object. In the described system the control and measurement devices’ working conditions are difficult due to high temperature and pressure. Incorrect operation of the control system could lead to a major accident. A performance analysis has been presented of three controller level structures, to ensure the system’s stable operation.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016407

1. Introduction From the viewpoint of automatic control, power boilers are very complicated control objects. There are dozens of control algorithms in a power unit, including a feed water control system. These systems are interrelated and incorrect operation of one of them affects the reliability of the entire power unit [7, 8]. The feed water control system aims to maintain the balance between the stream of water flowing into the boiler and the stream of steam consumed by the turbine. A measure of this condition is the water level in the drum [10, 12]. In this case, the feed water control system can be called an automatic control system of water level in the drum [1, 2, 3]. The topic of water level control in power boiler is discussed in the publications of many research centres in the world. Issues related to this control system have been known for many years and presented in books on power unit control systems [6, 10, 12]. In a drum there is a specific medium, i.e. a mixture of steam and water, with characteristics strongly dependent on the thermodynamic conditions [4, 10, 12]. Here extensive control deviation can lead to emergency outage of the entire power unit [1, 2, 11] and large economic losses, as well as threats to human safety. Therefore, the optimal structure of the system and controller settings affects the reliability of the entire power unit. Such systems’ performance is analysed worldwide [1, 2, 3, 6, 11, 15]. Study [11] presents the reasons for testing this control system: damage to boiler due to low water in the drum is one of the biggest boiler operation problems, appropriate control system can minimize downtime and repair costs, water level control is the key to trouble-free and safe boiler operation. Featured in [2, 11] are very elaborate measurement

and protection systems. This paper reports a study of a cascade control system in comparison to conventional 1-pulse and 3-pulse controllers. Cascade systems are also shown in studies [2, 4, 6, 11], but in a slightly different perspective than what is shown in Fig. 5a. The solution presented here stabilises performance, increases safety and reliability of the power boiler, without expanding the measurement system.

2. Properties of drum water level control object Drum is a pressure tank, where in the steam generation process steam separates from water in power boiler. The necessary condition for safe boiler operation is to ensure a sufficient flow of the steam and water mixture through the evaporator pipes. This flow can be driven by natural movement of service under difference in the densities of water and water-steam mixture, so called natural circulation (Fig. 1a), or powered by additional circulating pumps (assisted circulation, Fig. 1b). Balance must be maintained in power boilers between the amount of feed water supplied to the boiler and the amount of steam produced by the boiler. Steam demand follows the turbogenerator’s electrical load. Too low water in the drum may lead to disruptions in the boiler’s water-steam circuit and damage to poorly cooled heating surfaces, excessive water level increase may lead to penetration of droplets of water from the drum to superheater [2, 11, 12]. Due to much higher heat absorption of water than steam, this rapidly cools down the superheater tubes and activates thermal shocks which can cause a malfunction. 81

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

When the drum is thermodynamically balanced and the steam and water mixture level is constant, increase in the turbine’s demand for steam will raise the level. This is due to decrease in steam pressure, followed by intensified production of steam bubbles, and increase in the level. This is despite the fact that the mass of water in the tank decreases. The level rise ceases after some time and the level begins to fall continuously. Temporary level increase at an increase in steam intake can cause malfunction of the controller. The dynamics of the level of steam and water mixture in the transmittance form for disturbance, i.e. change in the turbine’s steam intake, are described by transmittance (2) [12]: Fig. 1. Water circuits in drum boilers: a) boiler with natural circulation, b) boiler with assisted circulation (In – drum, PP – steam superheater, PW – water heater, PR – evaporator, PZ – feed water pump, PC – circulation support pump)

Drum water level fluctuations resulting from imbalance between water feed water and steam production may be due to many reasons: • changes in steam pressure caused by quantity or quality of supplied fuel • demand for steam of turbine powering a unit involved in the power system regulation • superheated steam temperature control may also affect spray water intake. The amount of water flowing into the drum can be regarded as system input. It can be changed by adjusting the feed pump rotation, or by opening and closing the valve at the inlet to the boiler. Water level adjustment by means of a throttle valve is used only during the start-up of large power units, or in small industrial plants with low efficiency grate boilers. A much more effective way of regulation is the feed pump speed control. There is then no pressure loss on the valve. This solution is much more expensive due to the need to install a pump with variable rotor speed, but economically justified because of higher efficiency. Drum, as a level control object with the input of feed water inflow, can be described as a high-order inertial object with integration after formula (1). Object parameters (time constant, degree of inertia) depend on the drum design [12].

(2) where: Δh – level of steam and water mixture in the tank, ΔFD – change in steam flow, a – derivative time, T2 – inertia constant, n2 – order of inertia, k – gain. Compared with the GW(s) format, GD(s) transmittance has different gain sign (liquid inflow increases, and steam intake reduces, the steady state level), and has a factor in the numerator. The nonzero value and negative sign of a can be identified with reverse real derivation and can reproduce momentary “false” level changes in the tank. The effect of this transmittance format is that the object is non-minimum phase. The dynamics of changes in the steam and water mixture level in the drum can be described as transmittance by formulas (3) shown in Fig. 2:

(3)

where: Δh – change in steam and water mixture level in the drum, ΔFW – change in feed water mass flow, ΔFD – change in steam flow, T1, T2 – inertia constants, n1, n2 – order of inertia, k – gain, a – derivative time. Comparing the object’s two inputs, it must be emphasized that ΔFW(s) and ΔFD(s) are the mass flows of, respectively, feed water

(1) where: Δh – change in steam and water mixture level in the drum, ΔFW – change in feed water mass flow, T1 – inertia constant, n1 – order of inertia, k – gain. At steep increase in feed water to the boiler notable is a considerable delay due to feed water’s low temperature. Even if more water flows in the tank, the level is maintained, and in extreme cases it may even fall. The reason for this behaviour is the condensation of a portion of the steam bubbles under temperature drop. Dynamic model of drum level variation has a second input, the steam intake to turbine. This input can be treated as a disturbance because its depends on the power unit’s current load. 82

Fig. 2. Dynamic model of drum water level

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

and steam. Such an assumption facilitates further designing of the feed water control system, because its primary task is to preserve the balance between mass flow of steam to the turbine and of water to the drum. For the nominal operating conditions of a power unit with electric power of 120 MW on the basis of measurement data [9] a transmittance model was obtained in the following form (4): (4) where: h’ – derivative of drum water level, FW – mass flow of water to boiler. The second step in order to reproduce the entire model of drum water level was to identify the derivative of drum water level, depending on the turbine steam intake. The model was approximated to order of 3, and finally (5): (5) where: h’ – derivative of drum water level, FD – mass flow of steam to boiler. The models’ responses to step changes in the water inflow to the drum, and the steam intake to the turbine are shown in Fig. 3.

3. Level controls in boiler drums There are different structures of drum boiler water level control systems, depending on, among others, the drum design and required adjustment quality. The amount of water fed to the drum may be adjusted either by control valve (4 in Fig. 4-5) installed between drum and feed pump, or by changing the speed of the pump (5, Fig. 5). In large commercial power plants the volume is typically adjusted by pump speed control. The main pumps in 120 MW and 200 MW units are driven by asynchronous cage motors adjustable by fluid coupling. The largest feed water pumps are

driven by steam turbines fed with steam from the main turbine vent, e.g. 500 MW and 900 MW power units [10]. Throttling (valve position control) is used in small plants and during power unit’s start-up or shut-down. Then the controls interact with the both actuators, i.e. valve and pump, according to a suitable control algorithm. For low power units, especially in industrial plants or in the case of drums with large steam chamber, where larger control deviations are admitted, one-pulse (Fig. 4) [1, 2, 3, 6] control systems are used. In these systems water droplets can penetrate to the superheater only at a relatively high level control deviation. For this reason no sudden increase in turbine steam inlet should cause alarm conditions. Then used are the so-called one-pulse structures, i.e. based on a single measurement – water level in the drum (Fig. 4). As already mentioned, the control deviation determination method depends on the control system structure. In the case of one-pulse controllers the deviation is equal to the difference between the set point (Lo) and actual (L) levels of the steam and water mixture in the drum. One-pulse systems are rarely used because of the instability in dynamic states, e.g. in the case of increased steam intake right after the disturbance, which will be shown during simulation tests. When drum level increases, such a controller would reduce the water flow, instead of increasing it. The described condition occurs during the so-called normal boiler operation, or for loads varying by 40-100% from the boiler’s nominal power. In the case of lower loads, e.g. during shutdown or start-up, or when feeding own auxiliaries only, onepulse controllers with the adjustment to changed drum pressure are used. In order to eliminate the control system’s faulty operation, threepulse systems are used, and the additional feeds to the control system are signals from the flow transducers of steam (FD) and feed water (FW) (Fig. 5). The three-pulse structure (Fig. 5) clearly reflects the sense of water level control in the drum, i.e. to maintain balance between

Fig. 3. Change in drum water level, where: 1 – increase in feed water, 2 – decrease in steam intake 83

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

increase in the steam flow will result in the same increase in the water flow. A variation of the three-pulse control is the three-cascade structure shown in Fig. 5a. In cascade control systems the auxiliary controls are P or PI controllers (due to the quick response), and the main controls are PI or PID controllers (to ensure zero static deviation). The Most common control algorithm, for one-pulse and threepulse controllers alike, is PID. Its widespread use is due, among other things, to the broad knowledge of its settings selection methods. It allows, depending on the requirements, obtaining adequate stability of the control system or quality indicators – control time, overshoot and static deviation. Typically, PI or PID controllers are used, which ensure zero static deviation. For a drum water level control system, it is a must.

4. Simulation studies of the drum water level control Fig. 4. One-pulse control of drum water level, where: 1 – drum, 2 – evaporator, 3 – water heater, 4 – control valve, 5 – feed water pump, 6 – main controller

the water inflow and steam outflow. At the same time the signal from the level sensor allows maintaining a constant level of the mixture. The controller determines the difference between the steam outflow and water inflow, which is then summed with the level control deviation. According to this diagram (Fig. 5b), with equal mass flows of steam and water, and with increase in the level over a set-point, the control deviation increases. Similarly, when the steam level and mass flow is constant and the water flow increases, the control deviation increases as well. Whereas with increasing steam flows at constant L and FD, the control deviation decreases. Thus, increase in both, water level and flow, has the same effect on the control deviation and decreases the feed water, and an

The control systems were modelled and tested in a Pexsim simulation module of the Amand system environment developed at the Institute of Automation and Robotics of Warsaw University of Technology [5, 13, 14]. Used for tuning the model were the data obtained by measuring actual values on a 120 MW unit with a condensing turbine [9]. For the water level control study three versions were set up of the control system, diverse in terms of structure: one-circuit control system in one-pulse and three-pulse versions, and a cascade control system. These systems’ control quality indicators were tested with measurement noise simulation enabled. The tests allowed to evaluate the different structures and to choose the one best suited for the control system intended to maintain a constant water level in the drum. The level setpoint was 700 [mm], the same for all the structures. The signal from the level transducer was subjected to low-pass filtering in the form of averaging in time in order to reduce the measurement noise effect. PID controllers were used for

Fig. 5. Three-pulse control of drum water level: a) cascade, b) classic (1 – drum, 2 – evaporator, 3 – water heater, 4 – control valve, 5 – feed water pump, 6 – main controller 7 – auxiliary controller 84

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

Fig. 6. One-pulse control programme structure: SP – setpoint, h – simulated drum water level, CV – control signal, Display 1 – block of recording and visualization of data from Fig. 7, PID 1 – controller block

adjustments Their settings were selected separately for each structure. For this purpose, the Ziegler-Nichols method was employed. In practice, also in power units, this method is basically impossible to use because of the need to bring the object to the condition of self-sustained oscillations. The opportunity was however exercised to use the method on a model, which eliminates the dangers associated with its use. The simplest system, used more in low power facilities (industrial cogeneration plants), is one-pulse control system. It only uses one signal from the water level transducer (Fig. 6). Control deviation is determined as the difference between the set-point and actual levels. The control system adjusts the boiler feed water pump performance. PID algorithm was applied and the following controller settings: kp = 0,17; Ti = 148 s; Td = 37 s. Tested was the control system performance for power unit load changes (from 120 MW to 117 MW) (Fig. 7), which may correspond to the primary control performance. Primary control adjusts the power unit’s output, following the power system’s

Fig. 7. One-pulse control system’s response to step change in the unit’s load (from 120 MW to 117 MW), where: 1 – drum water level setpoint, 2 – water level in the drum, 3 – unit reloading time

Fig. 8. Three-pulse control programme structure: SP – setpoint, h – simulated drum water level, CV – control signal, Display 1 – block of recording and visualization of data from Fig. 10, M_w – feed water flow, M_DT – steam flow to the turbine, Gain 1 – factor proportional to the flows’ difference, Sum 1 – totalizer for streams of water and steam, Sum 1 – totalizer of control deviation, PID 1 – control block 85

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

Fig. 9. Three-pulse control system’s response to step change in the unit’s load (from 120 MW to 117 MW), where: 1 – drum water level set-point, 2 – water level in the drum, 3 – unit reloading time., 4 – total control deviation, Sum 1 block in Fig. 8

Fig. 10. Three-pulse cascade control programme structure: SP – setpoint, h – simulated drum water level, CV – control signal, Display 1, Display 2 – blocks of recording and visualization of data from Fig. 11 and Fig. 12, M_w – feed water flow, M_DT – steam flow to the turbine, Average – average in time, Sum 1 – totalizer for streams of water and steam, Sum 1 – totalizer of control deviation, PID 2 – control block

frequency and voltage variations. The frequency is a measure of the system’s balancing [9]. In this case, the regulation time amounted to approx. 11 minutes. The maximum deviation is shown in Fig. 7. Overshoot can be seen, particularly in Fig. 7, where a reduction in steam intake caused a temporary fall in water level. The controller, trying to refill the tank and to settle the level in the drum, increased the control signal, and therefore after a while the level quickly increased. The controller’s interventions caused extensive overshoots and unstable operation. Because of this the control in a large power plant must take into account the turbine’s steam intake flow. One solution to the problem encountered by one-pulse controller is three-pulse structure. The main difference between these systems is the method of control deviation determination (Fig. 8). Added to the level measurement is the difference 86

between the mass flows of water into the drum and of steam to the turbine. In the reported system this difference is multiplied by a coefficient increasing or decreasing the impact of this signal (Gain 1 block in Fig. 8). This coefficient has been chosen experimentally, because it requires a comparison of values in different units (level and mass flow rate). Flow signals are not filtered, since the impact of measurement noise in flow signals on the control deviation is low in relation to the level measurement noise impact. The selected control algorithm is PID, with the following settings: kp = 0,17, Ti = 145 s, Td = 36 s. The selected controller settings have similar values as one-pulse system. However, better regulation quality indicators can be expected. Shown in Fig. 9 are control system responses to step change in power unit load. Regulation time decreased slightly and amounted to approx. 8 min. But the regulation quality improvement was mostly

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

attested to by the decreased overshoot and maximum deviation. The control deviation at the reloading increases by leaps and bounds, it can be seen in Fig. 9. This is due to an increase in the turbine’s steam intake. With this structure, the initial “false” (Fig. 3) level decrease is offset. The actual water level drops to a very limited range. In turn, this reduces the maximum deviation, which for drum water level control is the most essential regulation quality indicator. Unfortunately, controllers with either control structure are characterized by relatively large overshoot. It can be mitigated, as demonstrated by tests of the control system, but only at the expense of longer regulation time (for one-pulse control – 20% decrease in overshoot is achieved with more than 2-fold increase in regulation time).

Auxiliary controller

Main controller

Control algorithm: PI Controller settings:

Control algorithm: PID. Controller settings:

kp = 0.15 Ti = 16 s

kp = 0,75 Ti = 185 s Td = 44 s

Tab. 1. Settings for level adjustment cascade controller

An alternative to the above described algorithms can be cascade control system. A characteristic feature of this structure are the two controllers – main and auxiliary (Fig. 5a), the structure’s program is shown in Fig. 10. Cascade control systems are applicable in cases where the main disturbance of the control object appears faster on a selected auxiliary value. In the level control system this disturbance is steam intake by the turbine, and the auxiliary value may be the difference between the flows of water to the boiler and of steam intake. Main controller is marked in Fig. 10 as PID 1 block, it is responsible for maintaining the controlled variable constant, while the auxiliary controller as PID 2 adjusts the control system depending on the difference in the flows of water and steam. Auxiliary controller is responsible for the quick response to changing intake of steam to the turbine. In the steady state (water level equal to the set-point, main controller’s CV signal equal to 0), the auxiliary controller’s task is to maintain balance between the flows of water and of steam. It plays a role, therefore, of the tracking control of water flow into the boiler (water feed “keeps up” with steam intake). In a situation of a non-zero level deviation, the auxiliary controller determines the difference between the flows equal to CV signal from the main controller. The setpoint of a cascade control system is the input signal SP, also being the main controller’s set-point. Therefore, the primary goal of

Fig. 11. Three-pulse cascade control system’s response to step change in the unit’s load (from 120 MW to 117 MW), where: 1 – drum water level setpoint, 2 – water level in the drum, 3 – unit reloading time

Fig. 12. Response of auxiliary controller in cascade control system to step change in the unit’s load (from 120 MW to 117 MW), where: 1 – SP of auxiliary controller, 2 – PV of auxiliary controller, flows difference, 3 – unit reloading time 87

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

Fig. 13. Regulation quality criteria – graphical presentation (marked in the text)

this system is to set a constant level of water. Main controller is responsible for the change in SP signal of PID controller, so that at the appropriate the set-point shall be accomplished. This time the flows difference signal is time-averaged to achieve the auxiliary controller’s smoother operation. For the auxiliary controller action P or PI is recommended. It was decided to use the integrating action in order to achieve zero static deviation of the auxiliary value. Action PI or PID should have been chosen for the main controller. PID algorithm was selected for its better regulation quality indicators. The controller settings were chosen experimentally based on analysis of the performance of real object [9] and are shown in Tab. 1. A cascade system of drum feed water control could be expected better performance compared to single-circuit systems. In order to validate this thesis identical tests were performed as for the previous systems. Controller’s responses to jumps of level setpoint and unit load (from 120 MW to 117 MW) are shown in Fig. 11 and 12. Compared with three-pulse feed water control the waveform of cascade controller’s response to load jumps is much more favourable (Fig. 11). It can be seen in the SP and PV waveforms of auxiliary controller (Fig. 12) that after the change in the unit’s load quickly rose the difference in flows (due to decrease in steam flow). However, it was as quickly reduced to zero by the decrease in the feed water in-flow. Only then the impact could be observed of the drum dynamics on changes in the steam income. From this point on the water level is adjusted by increasing the difference in flows (increase in feed water inflow). The cascade structure allowed to reduce overshoot, which in turn reduced the regulation time (Fig. 11). The auxiliary controller’s quick response allowed therefore to improve the quality indicators of the water level control in the drum.

5. Summary Power boiler drum with a control and protection system is a very special part of the power unit’s process line, important for reasons of the power unit’s safe operation, prevents the consequences of water particles’ ingress to the boiler’s superheater. The paper is a review of the most important parts of a broader analysis of the level control system. It presents the results of the study of the three control structures’ performance. According to this analysis the cascade structure is the best suited for 88

adjustment of the water level in the drum. Based on the results of these studies a pilot implementation of the system is expected. The cascade structure (Fig. 5a) has the best regulation quality indicators: This is important for power boiler operation, control is provided without devices’ overloading, which increases the power unit’s operational reliability. To evaluate the control systems’ performance, the following regulation quality indicators were adopted: em – maximum dynamic deviation, tr – regulation time defined as the time since the disturbance introduction until the control deviation reaches values within the zone of tolerance and κ – overshoot determines the percentage ratio of the amplitude of the second deviation e2 to the amplitude of the first deviation e1 according to the formula (6), shown in Fig. 13. (6) Analysis of the control system responses shown in Fig. 7, 8 and 12 can be concluded that: the maximum control deviation em – is by far the smallest for the cascade controller. Deviation em – is approximately three times lower compared with the control deviation in Fig. 7 and this is the most important parameter for this type of control system. The regulation time for all systems was similar, so it should be born in mind that we are dealing here with an astatic object and the controller’s control signal currently and continuously adjusts level fluctuations. It is important to keep it within acceptable limits. With a view to overshoot, the performances of three-pulse controllers were compared. Since the amplitude of the second deviation is greater than that of the first (e2 > e1), which results from the operation of steam and water flow adjusting signals, the overshoot was determined from a comparison of the amplitude of third deviation (e3) to amplitude e1. Looking in this way, we can say that in Fig. 9 (classical system) the overshoot is 25%, while in the response of the cascade controller from Fig. 11 there is no overshoot κ = 0%. The reported control system is scalable and can be applied to different power boilers, grate boilers in industrial CHP plants or for dust drum boilers in the power industry, where it can affect the reliability of operation. REFERENCES

1. Alouani A.T., Noureddine A.H., Smoak R.A., “Multivariable Robust Control of a Power Plant Drum Level”, Chapter in New Trends in Systems Theory, Vol. 7 of the series Progress in Systems and Control Theory, New York, Springer Science+Business Media, No. 7, 1991, pp. 65–72. 2. Chakrabory S.K., Manna N., Dey S., “Importance of tree-elements boiler drum level control its installation in power plant”, International Journal of Instrumentation and Control Systems, No. 4(2), 2014, pp. 1–12. 3. Houtz A., Cascade D., “Feed Forward and Boiler Level Control”, controlguru.com – Practical Process Control, Automation System Group, Kenai, Alaska, USA, 04.2015.

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) | 81–89

4. Houtz A.D, Dynamic Shrink/Swell and Boiler Level Control”, controlguru.com – Practical Process Control, Automation System Group, Kenai, Alaska, USA, 04.2015. 5. Kościelny J.M., Korbicz J., „Inteligentny system sterowania i diagnostyki procesów przemysłowych DiaSter” [DiaSter – an intelligent system for industrial processes’ diagnostics and automatic control], Warszawa 2009. 6. Lindsley D., “Power-plant control and instrumentation. The control of boilers and HRSG systems”, London: The Institution of Electrical Engineers, 2005. 7. Pawlak M., Kościelny J.M., Wasiewicz P., “Method of increasing the reliability and safety of the process through the use of fault tolerant control systems”, Eksploatacja i niezawodność – Maintenance and Reliability, No. 17 (3), 2015, pp. 398–407. 8. Pawlak M., “Improve of reliability of power unit which co-firing biomass-cool by implementation diagnostic systems”, Turbomachinery, No. 138, 2010, pp. 56-65. 9. Pawlak M. et al., “Elektrohydrauliczna regulacja bloków energetycznych – badania odbiorcze regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej” [Electrohydraulic control of power units – acceptance tests of primary,

secondary, and tertiary controls], X International Conference „Thermal Power Plants. Operation – Upgrades – Repairs”, Słok, 6–8 June 2011. 10. Pawlik M., Strzelczyk F., “Elektrownie” [Power plants], Warszawa, 2010 11. Rajkumar T., Ramaa V.M., Gobi K., “Boiler drum level control by using wide open control with three element control system”, Chennai, India, International Monthly Refereed Journal of Research in management and Technology, No. 2, 2013, pp. 85-96. 12. Rakowski J., “Automatyka cieplnych urządzeń siłowni“ [Automation of power plants’ thermal equipment], Warszawa 1976. 13. Syfert M., Wnuk P., Kościelny J.M., “DiaSter – Intelligent system for diagnostics and automatic control support of industrial processes“, JAMRIS – Journal of Automation, Mobile Robotics & Intelligent Systems, No. 4, 2011, pp. 41–46. 14. Syfert M., Wnuk P., “Przetwarzanie sygnałów w pakiecie PExSim: zasady, techniki, możliwości” [Signal processing in PExSim package: rules, techniques, opportunities], Pomiary – Automatyka – Robotyka [Measurement – Automation – Robotics], No. 11, 2010, pp. 84–89. 15. Trybus L., Subczak M., “Jak obecnie uczy się energetyków“ [How do they train power engineers now], XIX Conference of Automation Engineers, Rytro 2015.

Mariusz Pawlak Technical University of Lodz e-mail: mariusz.pawlak@p.lodz.pl An assistant professor in Electrical Power Engineering at the Technical University of Lodz. Specialist in a power unit’s automatic control and diagnostics. His interests are connected with application of digital techniques in control, diagnostics, and measurements, in the energy sector in particular. Issues dealt with in his work are also thematically related to its activities in the Association of Polish Electrical Engineers. Member of the Power System Automation Committee of the Association of Polish Electrical Engineers. Co-author and author of two patents and 60 publications.

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) translation | 81–89

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 81–89. When referring to the article please refer to the original text. PL

Analiza pracy układów regulacji poziomu wody w walczaku kotła energetycznego Autor

Mariusz Pawlak

Słowa kluczowe

układ regulacji, kocioł parowy, blok energetyczny, regulacja poziomu, walczak, model walczaka

Streszczenie

Opisano struktury stosowanych regulatorów poziomu wody w walczaku kotła energetycznego. Walczak pełni bardzo odpowiedzialne funkcje w procesie technologicznym bloku energetycznego, ponieważ zachodzi tutaj proces oddzielania wody od pary, która po przegrzaniu jest doprowadzana do turbiny. Przedstawiono właściwości dynamiczne walczaka jako obiektu regulacji. Przeprowadzono identyfikację modelu na podstawie danych pomiarowych z rzeczywistego obiektu. W opisywanym układzie warunki pracy urządzeń regulacyjnych i pomiarowych są trudne ze względu na wysoką temperaturę i ciśnienie. Niepoprawna praca układu regulacji może doprowadzić do poważnej awarii. Zaprezentowano analizę pracy trzech struktur regulatora poziomu w celu zapewnienia stabilnej pracy układu.

1. Wprowadzenie Z punktu widzenia automatyka kotły energetyczne są bardzo skomplikowanymi obiektami sterowania. W całym bloku energetycznym znajduje się kilkadziesiąt algorytmów regulacji, w tym układ regulacji zasilania. Układy te są ze sobą powiązane i niepoprawna praca jednego z nich wpływa na niezawodność pracy całego bloku energetycznego [7, 8]. Układ regulacji zasilania ma za zadanie zachowanie stanu równowagi pomiędzy strumieniem wody dopływającej do kotła i strumieniem pary pobieranej przez turbinę. Miarą tego stanu jest poziom wody w walczaku [10, 12]. W tym przypadku układ regulacji zasilania można nazwać układem automatycznej regulacji poziomu wody w walczaku [1, 2, 3]. Tematyka regulacji poziomu wody w kotle energetycznym jest omawiana w publikacjach wielu ośrodków naukowych na świecie. Problemy związane z tym układem regulacji znane są od wielu lat i przedstawiane w książkach dotyczących układów regulacji bloku energetycznego [6, 10, 12]. W walczaku mamy do czynienia ze specyficznym medium, czyli mieszaniną parowo-wodną, której parametry silnie zależą od warunków termodynamicznych [4, 10, 12]. Konsekwencją zbyt dużej odchyłki regulacji może być tutaj awaryjne odstawienie całego bloku energetycznego [1, 2, 11] i duże straty ekonomiczne, a także zagrożenie dla bezpieczeństwa ludzi. Dlatego też optymalne dobranie struktury układu i nastaw regulatora wpływa na niezawodność pracy całego bloku energetycznego. Analizę pracy takich układów przedstawiono w pracach na całym świecie [1, 2, 3, 6, 11, 15]. W pracy [11] przedstawiono przyczyny badań tego układu regulacji: uszkodzenie kotła ze względu na niski poziom wody w walczaku jest jednym z największych problemów eksploatacyjnych kotła, właściwy układ regulacji może zminimalizować przestoje i koszty naprawy, kontrola poziomu jest kluczem do bezawaryjnej i bezpiecznej pracy kotła. W pracach [2, 11] przedstawiono bardzo rozbudowane

Rys. 1. Obiegi wodne kotłów walczakowych: a) kocioł o obiegu naturalnym, b) kocioł o obiegu wspomaganym (W – walczak, PP – przegrzewacz pary, PW – podgrzewacz wody, PR – parownik, PZ – pompa wody zasilającej, PC – pompa cyrkulacyjna wspomagająca)

układy pomiarów i zabezpieczeń. W tym artykule autor przedstawił badania kaskadowego układu regulacji w porównaniu z klasycznymi regulatorami: 1-impulsowym i 3-impulsowym. Układy kaskadowe zostały także przedstawione w opracowaniach [2, 4, 6, 11], ale w nieco innym ujęciu, niż jest to przedstawione na rys. 5a. Rozwiązanie tutaj przedstawione stabilizuje pracę, zwiększa bezpieczeństwo i niezawodność pracy kotła energetycznego, nie rozbudowując układu pomiarowego. 2. Właściwości obiektu regulacji poziomu wody w walczaku Walczak to zbiornik ciśnieniowy, który stanowi stałe miejsce w ciągu technologicznym wytwarzania pary przez kocioł energetyczny, oddzielenia pary od wody. Warunkiem koniecznym bezpiecznej pracy kotła jest zapewnienie wystarczającego przepływu mieszaniny parowo-wodnej przez rury parownika. Przepływ ten może być wywołany poprzez: wykorzystanie naturalnego ruchu czynnika, wynikającego z różnicy gęstości wody i mieszaniny parowo-wodnej, jest to tzw. obieg naturalny (rys. 1a), lub wykorzystanie pracy

dodatkowo zainstalowanych pomp cyrkulacyjnych (obieg wspomagany, rys. 1b). W kotłach energetycznych musi być zachowana równowaga między ilością wody zasilającej doprowadzonej do kotła a ilością pary produkowanej przez kocioł. Zapotrzebowanie na parę wynika z obciążania mocą elektryczną turbogeneratora. Zbyt niski poziom wody w walczaku może prowadzić do zakłóceń w obiegu wodno-parowym kotła i uszkodzenia źle schłodzonych powierzchni ogrzewalnych, nadmierny wzrost poziomu może doprowadzić do przedostania się kropel wody z walczaka do przegrzewacza [2, 11, 12]. Ze względu na dużo większą przejmowalność ciepła wody niż pary powoduje to gwałtowne schłodzenie rur przegrzewacza i powstanie szoków termicznych, które mogą być przyczyną awarii. Zachwiania poziomu wody w walczaku, wynikające z zakłócenia równowagi między dopływem wody i produkcją pary, mogą wynikać z wielu powodów: • zmian ciśnienia pary spowodowanych ilością lub jakością doprowadzonego paliwa

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) translation | 81–89

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 81–89. When referring to the article please refer to the original text. PL

• zapotrzebowania na parę przez turbinę pracującą dla bloku energetycznego biorącego udział w regulacji systemu elektroenergetycznego • w związku z regulacją temperatury pary przegrzanej może się także zmienić pobór wody wtryskowej. Ilość wody dopływającej do układu walczaka można traktować jako wejście układu. Jej wartość może być zmieniana przez regulację obrotów pompy zasilającej lub poprzez otwieranie i zamykanie zaworu na dopływie do kotła. Regulacja poziomu wody za pomocą zaworu dławiącego jest stosowana jedynie podczas rozruchu dużych bloków energetycznych lub w małych instalacjach przemysłowych z kotłami rusztowymi o małej wydajności. Znacznie efektywniejszym sposobem regulacji jest sterowanie prędkością obrotową pompy zasilającej. Nie występują wówczas straty ciśnienia na zaworze. Rozwiązanie to jest znacznie droższe ze względu na konieczność instalacji pompy z możliwością zmiany prędkości obrotowej wirnika, jednak ekonomicznie uzasadnione z powodu większej sprawności. Walczak, jako obiekt sterowania poziomu z wejściem w postaci dopływu wody zasilającej, można opisać jako obiekt inercyjny wysokiego rzędu z całkowaniem wg wzoru (1). Parametry obiektu (stała czasowa, stopień inercji) zależą od konstrukcji danego walczaka [12]. (1) gdzie: Δh – zmiana poziomu mieszaniny parowo-wodnej w walczaku, ΔFW – zmiana strumienia masy wody zasilającej, T1 – stała inercji, n1 – rząd inercji, k – wzmocnienie. Przy skokowym wzroście dopływu wody do kotła można zaobserwować spore opóźnienie wynikające z niedogrzania wody zasilającej. Pomimo że do zbiornika dopływa więcej wody, poziom utrzymuje się, a w skrajnych przypadkach może nawet opaść. Powodem takiego zachowania jest kondensacja pewnej części pęcherzy parowych pod wpływem spadku temperatury. Model dynamiczny zmian poziomu w walczaku posiada drugie wejście, tym sygnałem jest pobór pary do turbiny. Wejście to można traktować jako zakłócenie, ponieważ jego wartość zależna jest od chwilowego obciążenia bloku energetycznego. W chwili, gdy walczak znajduje się w równowadze termodynamicznej i poziom mieszaniny parowo-wodnej jest stały, zwiększenie zapotrzebowania na parę przez turbinę powoduje wzrost poziomu mieszaniny parowo-wodnej. Spowodowane jest to spadkiem ciśnienia pary, następstwem tego jest intensyfikacja powstawania pęcherzy parowych oraz wzrost poziomu. Dzieje się tak, pomimo że masa wody w zbiorniku maleje. Podnoszenie poziomu mieszaniny po pewnym czasie ustaje i poziom zaczyna nieustannie opadać. Chwilowy wzrost poziomu przy zwiększeniu poboru pary może powodować błędne działanie regulatora. Opis dynamiki poziomu mieszaniny parowo-wodnej w postaci transmitancyjnej dla zakłócenia – zmiany poboru pary do turbiny przedstawia transmitancja (2) [12]:

Rys. 2. Model dynamiczny poziomu wody w walczaku

(2)

(4)

gdzie: Δh – poziom mieszaniny parowo-wodnej w zbiorniku, ΔF D – zmiana strumienia pary, a – stała różniczkowania, T2 – stała inercji, n2 – rząd inercji, k – wzmocnienie. W porównaniu z postacią GW(s) transmitancja GD(s) różni się znakiem wzmocnienia (dopływ cieczy zwiększa, a pobór pary zmniejsza poziom w stanie ustalonym) oraz obecnością współczynnika a w liczniku transmitancji. Niezerową wartość parametru a ze znakiem ujemnym można utożsamiać z odwrotnym różniczkowaniem rzeczywistym i pozwala odwzorować chwilowe „fałszywe” zmiany poziomu w zbiorniku. Skutkiem takiej postaci transmitancji jest nieminimalnofazowość obiektu. Dynamikę zmian poziomu mieszaniny parowo-wodnej w walczaku można opisać w postaci transmitancji wg wzorów (3) przedstawionej na rys. 2:

gdzie: h’ – pochodna poziomu wody w walczaku, FW – przepływ masowy wody do kotła. Drugim krokiem w celu odtworzenia całkowitego modelu poziomu w walczaku była identyfikacja pochodnej poziomu w zależności od poboru pary przez turbinę. Model został aproksymowany do modelu rzędu 3, ostatecznie otrzymano (5):

(5) gdzie: h’ – pochodna poziomu wody w walczaku, FD – przepływ masowy pary do turbiny. Odpowiedzi opisanych modeli na skokowe zmiany ilości wody dopływającej do walczaka oraz ilości pary pobieranej do turbiny przedstawiono na rys. 3.

(3) gdzie: Δh – zmiana poziomu mieszaniny parowo-wodnej w walczaku, ΔFW – zmiana strumienia masy wody zasilającej, ΔFD – zmiana strumienia pary, T1, T2 – stałe inercji, n1, n2 – rząd inercji, k – wzmocnienie, a – stała różniczkowania. Przyrównując oba wejścia obiektu, trzeba podkreślić, że wartości ΔFW(s) i ΔFD(s) są przepływami masowymi odpowiednio: wody zasilającej i pary wodnej. Takie założenie ułatwia dalsze projektowanie układów regulacji zasilania, bowiem pierwotnym zadaniem tego układu jest zachowanie stanu równowagi pomiędzy przepływami masowymi pary do turbiny i wody do walczaka. Dla znamionowych warunków pracy bloku energetycznego o mocy elektrycznej 120 MW na podstawie danych pomiarowych [9] otrzymano model transmitancyjny postaci (4):

3. Układy regulacji poziomu w kotłach walczakowych Struktura układów regulacji poziomu w kotle walczakowym jest bardzo różna, zależna m.in. od konstrukcji walczaka czy wymaganej jakości regulacji. Ilość wody doprowadzanej do walczaka może być zmieniana, albo przez oddziaływanie na zawór regulacyjny (4 na rys. 4–5), umieszczony między walczakiem a pompą zasilającą, albo też poprzez oddziaływanie na prędkość obrotową pompy (5 na rys. 5). W dużych elektrowniach zawodowych stosuje się głównie regulację objętościową poprzez oddziaływanie na prędkość obrotową pompy. Na blokach 120 MW i 200 MW pompy główne są napędzane silnikami klatkowymi asynchronicznymi regulowanymi za pomocą sprzęgła hydrokinetycznego. Do napędu największych pomp wody zasilającej używane są turbiny parowe, do których para jest pobierana z upustu turbiny głównej, np. bloki energetyczne 500 MW i 900 MW [10]. Metodę dławieniową (regulacja położenia zaworu) stosuje się na małych obiektach i podczas rozruchu lub odstawienia bloku energetycznego. Układy regulacji oddziałują

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) translation | 81–89

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 81–89. When referring to the article please refer to the original text. PL

i 3-impulsowych, to najczęściej regulator PID. Jego powszechne stosowanie jest spowodowane m.in. szeroką znajomością metod doboru jego nastaw. Umożliwia on, w zależności od postawionych wymagań, uzyskanie odpowiedniej stabilności układu czy wskaźników jakości regulacji – czasu regulacji, przeregulowania i odchyłki statycznej. Zwykle używane są regulatory w wersji PI lub PID, które zapewniają zerową odchyłkę statyczną. W przypadku układu regulacji poziomu w walczaku jest to konieczność.

Rys. 3. Zmiana poziomu wody w walczaku kotła, gdzie: 1 – wzrost dopływu wody zasilającej, 2 – zmniejszenie poboru pary

wtedy na oba organy wykonawcze, czyli

symulacyjnych. Kiedy poziom w walczaku wzrasta, regulator taki zmniejszyłby dopływ wody, zamiast go zwiększyć. Opisany stan występuje podczas tzw. normalnej pracy kotła, czyli dla obciążeń wahających się w granicach 40–100% mocy znamionowej kotła. W przypadku obciążeń niższych, np. podczas odstawiania i rozruchu lub pracy na potrzeby własne, stosuje się regulatory 1-impulsowe z korektą od zmian ciśnienia w walczaku. Aby wyeliminować błędne działanie układu regulacji, stosuje się układy 3-impulsowe, dodatkowymi sygnałami wprowadzanymi do układu regulacji są sygnały z przetwornika przepływu pary (FD) oraz wody zasilającej (FW) (rys. 5).

Rys. 4. Układ regulacji poziomu wody w walczaku 1-impulsowym, gdzie: 1 – walczak, 2 – parownik, 3 – podgrzewacz wody, 4 – zawór regulacyjny, 5 – pompa wody zasilającej, 6 – regulator główny

Struktura 3-impulsowa (rys. 5) dobrze oddaje sens regulacji poziomu w walczaku, tj. utrzymanie równowagi pomiędzy dopływem wody a odpływem pary. Jednocześnie sygnał pomiarowy z czujnika poziomu pozwala na utrzymanie stałego poziomu mieszaniny. W regulatorze wyznaczana jest różnica pomiędzy odpływem pary a dopływem wody i wartość ta jest następnie sumowana z odchyłką regulacji poziomu. Zgodnie z tym schematem (rys. 5b), przy równych przepływach masowych pary i wody oraz wzroście poziomu w stosunku do wartości zadanej, odchyłka regulacji rośnie. Podobnie, gdy poziom i przepływ masowy pary jest stały, a przepływ wody rośnie, to odchyłka również rośnie. Natomiast dla wzrostu przepływu pary przy stałych wartościach L i FD odchyłka regulacji maleje. Zatem zarówno wzrost poziomu, jak i przepływu wody ma ten sam wpływ na odchyłkę regulacji i powoduje zmniejszenie dopływu wody zasilającej, a wzrost przepływu pary powoduje taki sam wzrost przepływu wody. Odmianą regulatora 3-impulsowego jest struktura kaskadowa przedstawiona na rys. 5a. W kaskadowych układach regulacji dla regulatorów pomocniczych stosowane są regulatory typu P lub PI (z uwagi za szybką odpowiedź), natomiast dla regulatorów głównych stosuje się regulatory typu PI lub PID (w celu zapewnienia zerowej odchyłki statycznej). Algorytm regulacji, zarówno w przypadku regulatorów 1-impulsowych, jak

na zawór i pompę wg odpowiedniego algorytmu sterowania. Dla bloków o małej mocy, zwłaszcza w instalacjach przemysłowych oraz w przypadku walczaków o dużej przestrzeni parowej, gdzie dopuszczalne są większe odchyłki regulacji, stosuje się układy regulacji 1-impulsowe (rys. 4) [1, 2, 3, 6]. W tych instalacjach przedostanie się kropel wody do przegrzewaczy jest możliwe dopiero przy względnie dużej odchyłce regulacji poziomu. Z tego powodu nagłe zwiększenie poboru pary do turbiny nie powinno wywoływać stanów alarmowych. Wówczas stosowane są struktury tzw. 1-impulsowe, tj. opierające się na jednym sygnale pomiarowym – poziomu wody w walczaku (rys. 4). Jak już wspomniano, sposób wyznaczania odchyłki regulacji zależny jest od struktury układu regulacji. W przypadku regulatorów 1-impulsowych odchyłka jest równa różnicy wartości zadanej (Lo) i wartości chwilowej (L) poziomu mieszaniny parowo-wodnej w walczaku. Układ 1-impulsowy jest stosowany rzadko ze względu na niestabilne działanie w stanach dynamicznych, np. w przypadku zwiększonego poboru pary w pierwszej chwili po zakłóceniu, co zostanie wykazane podczas badań

4. Badania symulacyjne układu regulacji poziomu wody w walczaku Modelowanie i testy układów regulacji zostały przeprowadzone w module symulacyjnym Pexsim środowiska systemu Amand, opracowanego w Instytucie Automatyki i Robotyki Politechniki Warszawskiej [5, 13, 14]. W celu strojenia modelu wykorzystano dane pozyskane na podstawie pomiarów wartości rzeczywistych na bloku o mocy 120 MW z turbiną kondensacyjną [9]. Na potrzeby badań układu regulacji poziomu wody zrealizowane zostały trzy wersje tego układu, zróżnicowane pod względem struktury: 1-obwodowy układ regulacji w wersji 1-impulsowej i 3-impulsowej oraz kaskadowy układ regulacji. Przy badaniach wskaźników jakości regulacji tych układów została włączona symulacja szumów pomiarowych. Przeprowadzone testy pozwoliły na ocenę poszczególnych struktur i wybór najlepszej z nich dla układu regulacji utrzymywania stałego poziomu wody w walczaku. Wartość zadana poziomu była identyczna dla wszystkich struktur i wynosiła 700 [mm]. Sygnał z przetwornika poziomu został poddany filtrowaniu dolnoprzepustowemu w postaci uśredniania w czasie, w celu zmniejszenia wpływu szumów pomiarowych. Do regulacji wykorzystano regulatory typu PID. Ich nastawy były dobierane oddzielnie dla każdej struktury. Do tego celu wykorzystano metodę Zieglera-Nicholsa. W praktyce m.in. w blokach energetycznych metoda ta jest w zasadzie niemożliwa do zastosowania ze względu na konieczność doprowadzenia obiektu do niegasnących oscylacji. Wykorzystano jednak możliwość działania na modelu obiektu, co eliminuje niebezpieczeństwa związane ze stosowaniem tej metody. Najprostszym układem, stosowanym raczej w obiektach o małej mocy (elektrociepłownie przemysłowe), jest 1-impulsowy układ regulacji. Wykorzystuje on jedynie sygnał z przetwornika poziomu wody (rys. 6). Odchyłka regulacji jest wyznaczana jako różnica wartości zadanej i wartości chwilowej poziomu. Wyjściem układu regulacji jest sygnał sterujący pracą pompy wody zasilającej kocioł. Zastosowano algorytm PID i dobrano nastawy regulatora: kp = 0,17; Ti = 148 s; Td = 37 s. Przeprowadzono badania zachowania się układu regulacji dla zmian obciążenia bloku energetycznego (ze 120 MW na 117 MW) (rys. 7), co może odpowiadać działaniu regulacji pierwotnej. Regulacja pierwotna zmienia moc bloku energetycznego

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) translation | 81–89

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 81–89. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 5. Układ regulacji poziomu wody w walczaku 3-impulsowym, gdzie: a) układ kaskadowy, b) układ klasyczny (1 – walczak, 2 – parownik, 3 – podgrzewacz wody, 4 – zawór regulacyjny rozruchowy, 5 – pompa wody zasilającej, 6 – regulator główny, 7 – regulator pomocniczy)

Rys. 6. Struktura programowa 1-impulsowego układu regulacji, gdzie: SP – wartość zadana, h – symulowany poziom wody w walczaku, CV – sygnał sterujący, Display 1 – blok rejestracji i wizualizacji danych z rys. 7, PID 1 – blok regulatora

Rys. 7. Odpowiedź 1-impulsowego układu regulacji na skokową zmianę obciążenia bloku (ze 120 MW na 117 MW), gdzie: 1 – wartość zadana poziomu wody w walczaku, 2 – poziom wody w walczaku, 3 – chwila zmiany obciążenia bloku

w zależności od zmian częstotliwości napięcia w systemie elektroenergetycznym. Częstotliwość jest miernikiem bilansowania systemu [9]. W tym przypadku czas regulacji wyniósł ok. 11 minut. Odchyłka maksymalna została przedstawiona na rys. 7. Widać przeregulowanie, szczególnie na rys. 7, gdzie zmniejszenie poboru pary wywołało chwilowy spadek poziomu wody. Regulator, starając się uzupełnić zbiornik i wyrównać poziom w walczaku, zwiększył wartość sygnału sterującego, z tego względu po

chwili wartość poziomu zaczęła gwałtownie rosnąć. Działania regulatora wywołały duże przeregulowanie i niestabilną pracę. Z tego powodu brak uwzględnienia wartości strumienia poboru pary do turbiny przez regulator na dużym obiekcie energetycznym jest niedopuszczalny. Jednym z rozwiązań problemu napotkanego przez regulator 1-impulsowy jest struktura 3-impulsowa. Zasadniczą różnicą pomiędzy tymi układami jest sposób wyznaczania odchyłki regulacji (rys. 8). Do sygnału pomiarowego poziomu

dodawana jest różnica przepływu masowego wody do walczaka i przepływu masowego pary do turbiny. W zrealizowanym układzie różnica ta mnożona jest jeszcze przez współczynnik zmniejszający lub zwiększający oddziaływanie tego sygnału (blok Gain 1 na rys. 8). Współczynnik ten został dobrany doświadczalnie, ponieważ wymaga to porównania wartości o różnych jednostkach (poziom i przepływ masowy). Sygnały przepływów nie są filtrowane, bowiem wpływ szumów pomiarowych dla sygnałów przepływów na odchyłkę regulacji jest niski w stosunku do wpływu szumu pomiaru poziomu. Wybrany algorytm regulacji to PID, w którym dobrano nastawy: kp = 0,17, Ti = 145 s, Td = 36 s. Dobrane nastawy regulatora mają podobne wartości jak układ 1-impulsowy. Można jednak spodziewać się lepszych wskaźników jakości regulacji. Na rys. 9 zaprezentowano odpowiedzi układu regulacji dla skokowej zmiany obciążenia bloku energetycznego. Czas regulacji zmniejszył się nieznacznie i wyniósł ok. 8 min. O poprawie jakości regulacji stanowi jednak głównie zmniejszenie przeregulowania oraz odchyłki maksymalnej. Wartość uchybu regulacji w chwili zmiany obciążenia rośnie skokowo, można to zaobserwować na rys. 9. Spowodowane jest to zwiększeniem poboru pary do turbiny. Dzięki tej strukturze początkowy „fałszywy” (rys. 3) spadek poziomu jest zniwelowany. Rzeczywisty poziom wody spada w bardzo ograniczonym zakresie. Powoduje to z kolei zmniejszenie odchyłki maksymalnej, czyli w przypadku układu regulacji poziomu w walczaku – najistotniejszego wskaźnika jakości regulacji. Niestety, w przypadku obu struktur regulatory cechuje stosunkowo duże przeregulowanie. Jego zmniejszenie, jak wykazały testy układu regulacji, jest możliwe jedynie kosztem wzrostu czasu regulacji (dla 1-impulsowego regulatora – spadek przeregulowania o 20% jest osiągany przy ponad 2-krotnym wzroście czasu regulacji). Alternatywą dla opisanych wyżej algorytmów może być kaskadowy układ regulacji. Cechą charakterystyczną tej struktury są dwa regulatory – główny i pomocniczy (rys. 5a), struktura programowa została przedstawiona na rys. 10. Kaskadowe układy regulacji mają zastosowanie w przypadku, gdy główne zakłócenie obiektu regulacji pojawia się szybciej na pewnej wybranej wartości pomocniczej. W układzie regulacji poziomu takie zakłócenie stanowi pobór pary przez turbinę, a za wartość pomocniczą posłużyć może różnica przepływu wody do kotła i poboru pary. Regulator główny jest oznaczony na rys. 10 jako blok PID 1, odpowiada za utrzymanie wartości regulowanej na stałym poziomie, natomiast regulator pomocniczy jako PID 2 koryguje układ regulacji w zależności od różnicy poziomu przepływów wody i pary. Regulator pomocniczy odpowiada za szybką reakcję na zmianę poboru pary do turbiny. W stanie ustalonym (poziom wody równy wartości zadanej, sygnał CV regulatora głównego jest równy 0) zadaniem regulatora pomocniczego jest utrzymanie

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) translation | 81–89

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 81–89. When referring to the article please refer to the original text. PL

Regulator pomocniczy

Regulator główny

Algorytm regulacji: PI. Nastawy regulatora:

Algorytm regulacji: PID. Nastawy regulatora:

kp = 0,15 Ti = 16 s

kp = 0,75 Ti = 185 s Td = 44 s

Tab. 1. Nastawy dla regulatora kaskadowego regulacji poziomu

Rys. 8. Struktura programowa 3-impulsowego układu regulacji, gdzie: SP – wartość zadana, h – symulowany poziom wody w walczaku, CV – sygnał sterujący, Display 1 – blok rejestracji i wizualizacji danych z rys. 10, M_w – strumień wody zasilającej, M_DT – strumień pary do turbiny, Gain 1 – współczynnik proporcjonalny do różnicy strumieni, Sum 1 – sumator dla strumieni wody i pary, Sum 2 – sumator uchybu regulacji, PID 1 – blok regulatora

Rys. 9. Odpowiedź 3-impulsowego układu regulacji na skokową zmianę obciążenia bloku (ze 120 MW na 117 MW), gdzie: 1 – wartość zadana poziomu wody w walczaku, 2 – poziom wody w walczaku, 3 – chwila zmiany obciążenia bloku, 4 – sumaryczny uchyb regulacji regulatora, blok Sum 1 z rys. 8

Rys. 10. Struktura programowa 3-impulsowego kaskadowego układu regulacji, gdzie: SP – wartość zadana, h – symulowany poziom wody w walczaku, CV – sygnał sterujący, Display 1, Dysplay 2 – bloki rejestracji i wizualizacji danych rys. 11 i rys. 12, M_w – strumień wody zasilającej, M_DT – strumień pary do turbiny, Average – średnia w czasie, Sum 1 – sumator dla strumieni wody i pary, PID 1 – blok regulatora głównego, PID 2 – blok regulatora pomocniczego

równowagi pomiędzy przepływami wody i pary. Pełni on zatem rolę nadążnego regulatora przepływu wody do kotła (dopływ wody „nadąża” za poborem pary). W sytuacji, gdy odchyłka poziomu jest niezerowa, regulator pomocniczy ustala wartość różnicy przepływów równą wartości sygnału CV z regulatora głównego. Sygnałem zadanym kaskadowego układu

regulacji jest sygnał wejściowy SP, jednocześnie będący sygnałem wartości zadanej poziomu regulatora głównego. Zatem ustalenie stałego poziomu wody jest podstawowym celem tego układu. Regulator główny odpowiedzialny jest za zmianę sygnału SP regulatora PID tak, aby w odpowiednim czasie osiągnąć ustalony poziom zadany. Sygnał różnicy przepływów tym

razem został uśredniony w czasie w celu osiągnięcia płynniejszego działania regulatora pomocniczego. Dla regulatora pomocniczego zalecana jest akcja P lub PI. Zdecydowano się zastosować akcję całkującą w celu osiągnięcia zerowej odchyłki statycznej wartości pomocniczej. W przypadku regulatora głównego należało wybrać akcję PI lub PID. Wybrany został algorytm PID cechujący się lepszymi wskaźnikami jakości regulacji. Nastawy regulatorów zostały dobrane eksperymentalnie na podstawie analizy pracy rzeczywistego obiektu [9], przedstawiono je w tab. 1. Po kaskadowym układzie regulacji zasilania walczaka można spodziewać się lepszych rezultatów w porównaniu z układami jednoobwodowymi. W celu sprawdzenia poprawności tej tezy przeprowadzono testy identyczne jak w przypadku poprzednich układów. Odpowiedzi regulatora na skoki wartości zadanej poziomu oraz obciążenia bloku (ze 120 MW na 117 MW) pokazane zostały na rys. 11 i 12. W porównaniu z 3-impulsowym układem regulacji zasilania regulator kaskadowy cechuje znacznie korzystniejszy przebieg odpowiedzi na skok obciążenia (rys. 11). Na przebiegach SP i PV regulatora pomocniczego (rys. 12) widać, że po zmianie obciążenia bloku szybko wzrosła różnica przepływów (spowodowana spadkiem przepływu pary). Równie szybko została ona jednak zredukowana do zera poprzez spadek przepływu wody zasilającej. Dopiero wówczas można zaobserwować wpływ dynamiki walczaka na zmianę poboru pary. Od tego momentu poziom wody jest korygowany przez zwiększenie różnicy przepływów (wzrost dopływu wody zasilającej). Struktura kaskadowa pozwoliła na zmniejszenie przeregulowania, co z kolei skróciło czas regulacji (rys. 11). Szybka reakcja regulatora pomocniczego pozwoliła zatem na poprawę wskaźników jakości regulacji poziomu wody w walczaku. 5. Podsumowanie Walczak kotła energetycznego wraz z układem regulacji i zabezpieczeń jest bardzo szczególnym elementem ciągu technologicznego bloku energetycznego, istotnym ze względów na bezpieczeństwo eksploatacji bloku energetycznego, zapobiega przed konsekwencjami przedostawania się cząsteczek wody do przegrzewacza kotła. Artykuł jest prezentacją najistotniejszych fragmentów szerszej analizy pracy układu regulacji poziomu. Przedstawia on wyniki badań działania trzech struktur regulacji. Struktura kaskadowa wg tej analizy jest

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) translation | 81–89

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 81–89. When referring to the article please refer to the original text. PL

sposób, można stwierdzić, że na rys. 9 (układ klasyczny) przeregulowanie wynosi 25%, natomiast w odpowiedzi regulatora kaskadowego z rys. 11 nie ma przeregulowania κ = 0%. Przedstawiony układ sterowania jest skalowalny i może być zastosowany do kotłów różnej mocy, rusztowych w elektrociepłowniach przemysłowych lub dla kotłów pyłowych walczakowych w energetyce zawodowej, gdzie może wpłynąć na niezawodność eksploatacji. Bibliografia Rys. 11. Odpowiedź 3-impulsowego kaskadowego układu regulacji na skokową zmianę obciążenia bloku (ze 120 MW na 117 MW), gdzie: 1 – wartość zadana poziomu wody w walczaku, 2 – poziom wody w walczaku, 3 – chwila zmiany obciążenia bloku

Rys. 12. Odpowiedź regulatora pomocniczego kaskadowego układu regulacji na skokową zmianę obciążenia bloku (ze 120 MW na 117 MW), okno Display 2, gdzie: 1 – SP regulatora pomocniczego, 2 – PV regulatora pomocniczego, różnica przepływów, 3 – chwila zmiany obciążenia bloku

wartości mieszczące się w strefie tolerancji oraz κ – przeregulowanie określa w procentach stosunek amplitudy drugiego odchylenia e2 do amplitudy pierwszego odchylenia e1 zgodnie ze wzorem (6), przedstawione na rys. 13. (6)

Rys. 13. Kryteria jakości regulacji – graficzna prezentacja (oznaczenie w tekście)

najlepsza dla układu regulacji poziomu wody w walczaku. Na podstawie wyników tych badań przewidywane jest pilotażowe wdrożenie tego układu. Struktura kaskadowa (rys. 5a) charakteryzuje się najlepszymi wskaźnikami jakości regulacji: Ma to znaczenie dla eksploatacji kotła energetycznego, regulacja jest prowadzona bez forsowania urządzeń, co wpływa na zwiększenie niezawodności pracy bloku energetycznego. Do oceny działania systemów regulacji zastosowano następujące wskaźniki jakości regulacji: em – maksymalna odchyłka dynamiczna, tr – czas regulacji określony jako czas od chwili wprowadzenia zakłócenia do chwili, kiedy odchyłka regulacji osiąga

Analizując odpowiedzi układów regulacji przedstawione na rys. 7, 8 i 12 można stwierdzić, że: maksymalna odchyłka regulacji em – jest zdecydowanie najmniejsza dla regulatora kaskadowego. Odchyłka em – jest w przybliżeniu trzykrotnie mniejsza w porównaniu z odchyłką regulacji na rys. 7 i jest to najistotniejszy parametr dla tego układu regulacji. Czas regulacji dla wszystkich układów był podobny, należy pamiętać, że mamy tutaj do czynienia z obiektem astatycznym i sygnał sterujący regulatora koryguje na bieżąco i nieprzerwanie wahania poziomu. Ważne, aby było utrzymywane w dopuszczalnych granicach. Rozpatrując przeregulowanie, porównano działanie regulatorów o strukturze 3-impulsowej. Ponieważ amplituda drugiego odchylenia była większa niż amplituda pierwszego (e2 > e1), co wynika z działania sygnałów korekcyjnych strumieni pary i wody, przeregulowanie wyznaczono z porównania amplitudy odchyłki trzeciej (e3) do amplitudy e1. Patrząc w ten

1. Alouani A.T., Noureddine A.H., Smoak R.A., Multivariable Robust Control of a Power Plant Drum Level. Chapter in New Trends in Systems Theory, Volume 7 of the series Progress in Systems and Control Theory, New York, Springer Science+Business Media, 1991, No. 7, s. 65–72. 2. Chakrabory S.K., Manna N., Dey S., Importance of tree-elements boiler drum level control its installation in power plant, International Journal of Instrumentation and Control Systems 2014, 4(2), s. 1–12. 3. Houtz A., Cascade D., Feed Forward and Boiler Level Control. controlguru.com – Practical Process Control, Automation System Group, Kenai, Alaska, USA, 04.2015. 4. Houtz A.D, Dynamic Shrink/Swell and Boiler Level Control. controlguru.com – Practical Process Control, Automation System Group, Kenai, Alaska, USA, 04.2015. 5. Kościelny J.M., Korbicz J., Inteligentny system sterowania i diagnostyki procesów przemysłowych DiaSter, Warszawa 2009. 6. Lindsley D., Power-plant control and instrumentation. The control of boilers and HRSG systems. London: The Institution of Electrical Engineers, 2005. 7. Pawlak M., Kościelny J.M., Wasiewicz P., Method of increasing the reliability and safety of the process through the use of fault tolerant control systems, Eksploatacja i Niezawodność – Maintenance and Reliability 2015, 17 (3), s. 398–407. 8. Pawlak M., Improve of reliability of power unit which co-firing biomass-cool by implementation diagnostic systems, Turbomachinery 2010, No. 138, s. 56–65. 9. Pawlak M. i in., Elektrohydrauliczna regulacja bloków energetycznych – badania odbiorcze regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej, X Międzynarodowa Konferencja „Elektrownie Cieplne. Eksploatacja – Modernizacje – Remonty”, Słok, 6–8 czerwca 2011. 10. Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie, Warszawa 2010. 11. Rajkumar T., Ramaa V.M., Gobi K., Boiler drum level control by using wide open control with three element control system, Chennai, India, International Monthly Refereed Journal of Research in management and Technology, 2013,No. 2, s. 85–96. 12. Rakowski J., Automatyka cieplnych urządzeń siłowni, Warszawa 1976. 13. Syfert M., Wnuk P., Kościelny J.M., DiaSter – Intelligent system for diagnostics and automatic control support of

M. Pawlak | Acta Energetica 4/29 (2016) translation | 81–89

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 81–89. When referring to the article please refer to the original text. PL

industrial processes, JAMRIS – Journal of Automation, Mobile Robotics & Intelligent Systems 2011, No. 4, s. 41–46.

Mariusz Pawlak

14. Syfert M., Wnuk P., Przetwarzanie sygnałów w pakiecie PExSim: zasady, techniki, możliwości, Pomiary – Automatyka – Robotyka 2010, No.11, s. 84–89.

15. Trybus L., Subczak M., Jak obecnie uczy się energetyków, XIX Konferencja Automatyków, Rytro 2015.

dr Politechnika Łódzka e-mail: mariusz.pawlak@p.lodz.pl Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej. Specjalista od układów automatyki i diagnostyki bloku energetycznego. Jego zainteresowania związane są z zastosowaniem technik cyfrowych w sterowaniu, diagnostyce i pomiarach, przede wszystkim w energetyce. Zagadnienia, którymi zajmuje się w pracy zawodowej, są również tematycznie związane z jego działalnością w Stowarzyszeniu Elektryków Polskich. Członek Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej Stowarzyszenia Elektryków Polskich. Współautor i autor 2 patentów oraz 60 publikacji.

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

The Impact of Smart Grids on Sustainable Development

Authors Paweł J. Piotrowski Piotr Helt Piotr Kapler

Keywords sustainable development, renewable energy source, smart grid

Abstract The paper discusses the impact of smart grid on sustainable development. The first chapter is an introduction to the discussed topics. The second chapter describes man’s attitude toward the environment, and also provides details of threats from wind farms and solar power plants. The third chapter introduces dynamic tariffs for electricity and the current status of smart metering deployment in Poland and in EU countries. The fourth chapter focuses on the energy production in a manner that promotes sustainable eco-development through the use of renewable energy and the concept of energy self-sufficient municipality.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016408

1. Introduction Important problems of modern global economy include gradual depletion of fossil fuels, and growing climate changes associated with greenhouse gas emissions into the atmosphere [29]. One of the methods to prevent both problems is to promote the production of electricity from renewable energy sources (RES). Unfortunately, this is still quite an expensive alternative, requiring extra funding. Renewable energy sources are ecologically desirable solutions (solar energy, energy from wind), but they are, unfortunately, unstable energy sources (unmanageable energy sources), and therefore no electricity production can be scheduled, even for another hour of the day, especially for wind farms [24]. Ultimately, RES should be one of the components of a power system called Smart Power Grids. By definition, this is a power system that in a smart way integrates the operations of all participants in the processes of electricity generation, transmission, distribution and use to deliver it reliably, safely and economically, taking into account the requirements of environmental protection [3]. The basis of Smart Power Grids system are the information and communication technologies that enable two-way information flow. One part of Smart Power Grids is Smart Metering, i.e. an intelligent measurement system consisting of many components inter-related with specific interactions [25]. A key element of the measurement system are smart electricity meters installed at electricity consumers. Energy consumers in a smart metering system can be divided into electricity consumers and the so-called prosumers (producer and consumer of electricity). Most often prosumers produce electricity from wind power or solar energy. Worth noting is the strongly local nature of energy production by RES. The local community obtains a

strong impact on the process of sustainable development and is largely responsible for it. This promotes community integration and increase of environmental awareness. The Polish power sector’s development taking into account smart power grids is subject to many analyses and studies [29, 11, 18, 2, 5]. The main aim of this paper is to identify the premises for smart grid development in Poland, and to show the platforms of this development in the context of environmental sustainability. From the point of view of sustainable development attention should be paid to the need to reduce greenhouse gas emissions in order to minimize the deepening of climate changes, and to the need to reduce energy consumption by promoting energy efficient solutions. Humanity is facing a dilemma. On the one hand energy is necessary for the development of civilization, on the other resources on Earth are gradually depleted. To replace nonrenewable energy sources with renewable ones seems necessary, but this entails higher expenditures on its acquisition. The use of smart power grids brings great benefits, but also some risks.

2. Man’s attitude towards the environment and the threat of wind farms and solar power plants Since the beginning of universal electrification there has been a belief rooted in human consciousness that electricity is a commodity widely available and cheap. This state of affairs has not changed despite many warning signals, such as widespread power system failures, rising fossil fuel prices, and growing concern for the protection of the environment. Human behaviours very strongly affect the surrounding natural environment. This also applies to a large extent to the way we use 97

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

electricity. So far, the priority has been to meet the human needs, side issues, including natural aspects, were addressed to a lesser extent. However, there is potential hope for significant improvement of the situation. We mean the Smart Power Grids concept. This is an idea that all participants in the energy market (from the producers to the consumers) are inter-related, and their actions are aimed at the use of electricity in the best way, with respect for the environment as an objective. The formation of such grids in the near future may improve the now disturbed balance between the economic and social spheres and the natural environment, i.e. broadly meant sustainable eco-development. Threats from wind farms The dynamic development of wind power generation can cause numerous ecological and social conflicts [11]. With the extensive network of protected areas and scattered development in rural areas locations for wind turbines must be selected very carefully. It is worth noting that the process of wind power farm location and operation often creates serious conflicts, revealing in the two basic aspects [11]: impact on the environment and relationship between the municipality, the local public, and the investors. Wind power plants, considered to be environmentally friendly, sometimes in practice cause ecological conflicts. A compromise is hard to find between two very important environmental goals, namely the one hand nature conservation, on the other hand the need for renewable energy development [21]. Location of wind energy facilities must comply with the principle of consistent and sustainable development, which consists of equitable consideration of social, environmental and economic factors. Conflicts associated with wind turbine location in areas generally regarded as valuable nature and landscape do not contribute to rapid development of renewable energy in the country. Wind farms can also cause health problems in adjacent local communities, as well as a threat to birds [27]. Potentially harmful effects having a potentially negative impact on the health of the local community include: audible noise, infrasound, low frequency electromagnetic field, and flickering shadows. The noise emitted from wind turbines, in terms of sources of acoustic emission, can be divided into mechanical noise (from generator, gearbox, transmission etc.) and aerodynamic noise (from movement of rotating blades, causing abnormal air flow at the ends of the blades, turbulence, air cavitation, or pressure changes during the passage of the blade next to the tower). The sound’s nature and propagation in the environment depends on many factors, for example wind turbine design, its height with the rotor, number of turbines [32]. The rotating blades produce a pulsating sound. In addition, there may be interactions between individual turbines [20]. The noise generated by wind turbines, according to the vast majority of research, does not exceed sound pressure level 85 dB [21, 27]. An audible effect of wind power generation is the characteristic whistling coming from the turbine’s blades, which is a broadband noise with higher frequencies, and with concurrent amplitude modulation at lower frequencies – it can increase the subjective feeling of volume and potential irritation in humans. Also, characteristic are vibrations, which are likely to make things gently move or window panes tremble [13]. On the 98

other hand, excessive and prolonged exposure to infrasound and low frequency sounds can cause vibroacoustic disease (VAD) as described by M. Alves-Pereira and B. Castelo [1]. It can manifest with fibrosis in the cardiovascular and pulmonary system and psychomotor disorders. Although the results of research of the impact of wind farms on human health in this area are few, yet they indicate that this fact cannot be ruled out [32]. Described in the literature is the concept of WTS Wind Turbine Syndrome, i.e. a set of problems, which can suffer those residing permanently near wind farms [27]. This term was introduced by N. Pierpont [23]. According to her research wind turbines are the cause of a set of syndromes, which consists of [23]: disorder and quality deterioration of sleep, headache, tinnitus, feeling of pressure in the ear, dizziness, nausea, blurred vision, tachycardia, irritability, problems with concentration and memory, and panic attacks associated with a feeling of movement or tremors inside the body, which appears both during sleep and while awake. Wind Turbine Syndrome occurrence, however, is a controversial and contentious the notion. Shadow flicker is another phenomenon associated with wind turbines, which can occur when sunlight falls on the blades of a windmill, casting a shadow on objects under the mill. This effect is most common in the morning and evening when the sun is low on the horizon and thus shadows are longer. The problem, however, concerns only the older wind turbines – this phenomenon has virtually disappeared in modern currently built wind turbines. It has been eliminated by covering the blade surfaces with an anti-reflective coating [22, 27]. In collision with rotor blades – the blades’ outer ends can reach linear speed to 300 km/h – birds and bats get killed. Some wind farm locations, such as on routes of migratory birds of prey, are especially prone to collisions. In the US, for example, every year almost 600 thousand birds are killed by wind farms. Moreover, barring on some wind turbines is an ideal roost for larger birds of prey, so deadly traps are also attractive to them and entice them. It is worth noting that the construction of a wind farm in an area or near an area where migratory birds rest and feed, often raises concerns that the project may contribute to the loss of these habitats. Threats from solar power As regards photovoltaic systems for electricity generation and solar collectors for thermal energy production, there is the problem of violation of the aesthetics of the buildings and aboveground locations of these devices’ installation. The size of a high power solar power plant requires a large plot of land, which also may be a source of social conflict. Another problem is the need to dispose of used devices that contain a lot of harmful substances dangerous for the environment. These devices’ useful life is more than 10 years. Solar power plants can also be very dangerous for animals. The huge US solar power plant Ivanpah in California occupies 1.6 thousand hectares in the Mojave Desert [31]. It consists of three 140 m tall lighthouse-like towers. Each is surrounded by a sheet of mirrors which reflect the sunlight toward the tower. There are 173,000 mirrors altogether. There is water in the towers,

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

which heated turns into steam and drives turbines that generate electricity. Unfortunately, during the construction migratory turtles had to be caught and relocated, which – as claim environmentalists – might have killed many of them. The plant also often kills birds (including peregrine falcons). The air temperature at the towers, where the rays of thousands of mirrors focus, is about 500°C. Birds are attracted by the mirrors that they have mistaken for water. Also, the other solar power plant based on the same technology and built near the Joshua Tree national park in California gives rise to numerous protests.

3. Role of programs for management of demand for electricity Another aspect in which man can have a positive impact on sustainability, is the use of the new digital electricity meters and variable (dynamic) energy pricing. A meter, which has not aroused much interest of the average energy consumer, will now be a device showing additional, not available before details. They will include consumption profile (waveform of power consumed over time) and current energy price. These signals may provide a significant incentive to change the current electricity consumer attitude. The awareness of your load profile will help to determine the time of increased demand for power, and the appliances the use of which costs the most. It is worth mentioning that people often are not aware of how much does it really cost to use a device. Such awareness can lead to a change in the current pattern of energy use. The other major incentive may be a variable rate of electricity charges, included e.g. in a dynamic tariff. So far, most of energy consumers have paid for it at a fixed rate, irrespective of the season, in which they used the appliances. However, the power system has its own rules. To generate, and then transmit the energy cannot cost the same throughout the period and in each location. Fixed rates in combination with dynamic changes in demand for power have led to inefficient use of the good, which is electricity. Therefore, it seems necessary to introduce a variable rate of the charge, which at a moment, e.g. at each hour of the day, would be linked with the current technical and economic conditions prevailing in the specific grid area. Lower prices would apply at times of lower demand for power (night, late evening, morning), and higher prices at times of higher demand (afternoon peak). In this way, each of us will be able to decide whether to use the appliance at the moment and pay the set price for this. Variable rate is a gain not only for consumers, but also for energy suppliers, since levelling the power consumption curves implies reduction of the energy supply costs. It should be remembered that tariffs are an effective way of influencing the shape of the load waveform of each consumer. To achieve the proposed results, such tariffs may be applied as: RTP, CPP, TOU. First of them – RTP Real Time Pricing is a real-time tariff, in which electricity price varies in the same way as wholesale prices. In this way, each consumer will be forced to timely pay the costs for the generation of which the consumer is responsible [6]. In addition, consumer must also pay for the delivery of energy. A characteristic feature of this tariff is the rate hourly variability throughout the day [7]. A signal which is an incentive to change behaviour can occur well in advance, e.g. one day or one hour. Of course, the

energy prices at the same time can be different in different parts of the power grid, which is intended to reflect the cost of such factors as the congestion of grid elements. The second type of tariff is – CPP Critical Peak Pricing, a tariff, in which at the times of greatest demand a very high rate of charge is introduced only for a limited number of hours a day. In this way consumers are forced to reduce their consumption at the times of the highest price on the wholesale market. Off-peak charge rates are much smaller. As in the case of RTP, consumers are properly informed in advance about future costs. The third tariff variant is – TOU Time of Use, and is characterized by charge rate change over a longer period, e.g. a day, week or season. It features large differences in prices between peak and off-peak times. Increasing these differences translates into a stronger impact on consumers [18]. In addition to the three above mentioned tariffs there is one other solution that can change the way we use electricity. It is LMP Locational Marginal Pricing, also known as short-term nodal price or spot price (temporary) [4]. It expresses the change in the minimum cost of balancing the demand in the power system, which has been caused by a change in the power of received in a given node. In addition to taking into account technical and economic factors, LMP price is also related to social factors, e.g. it may be increased during periods of severe temperatures, which implies an increase in electricity consumption for heating or air conditioning. A large part of consumers certainly will not be willing to change their behaviour, e.g. by rescheduling dish washing or clothes washing to another time, when the price will be lower. However, even a small group can at the macro level be an example of proecological attitude and be a contribution to the achievement of measurable financial benefits per year. Also, the generation sector will benefit - reducing the load peaks will allow resigning from operating expensive sources and, consequently, of unnecessary emissions of harmful compounds into the atmosphere. This is an example of balance between economic (saves money and fossil fuels), social (meets their needs with respect for nature) and the environment spheres. The idea of dynamic pricing is not new, but has not been previously approved because of the risks associated with capital expenditures for new hardware (meters), as well as the possibility of negative consumer reaction. In Poland, the largest project exploring the capabilities of DSM/ DSR (Demand Side Management / Demand Side Response) programs was implemented by Tauron Sprzedaż GZE sp. z o.o., Tauron Dystrybucja SA and Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA on 1.09.2013–31.08.2014 [35]. The aim of the project was to investigate the possibility of reducing electricity consumption by consumers provided with remote reading meters, who were offered various programs in the field of innovative tariffs. The project involved demand management programs of three types: 1. Virtual Pricing – large variations were adopted in the electricity prices at the times of peak and off-peak demand 2. Eco-Signal – consumers were called in advance to reduce their electricity consumption in the predetermined two hours, they did not have to answer these calls 3. Eco-Reduction – a call like in Eco-Signal, and if a consumer has not limited their consumption of electricity and their consumption has exceeded a specified threshold for 15 minutes, the 99

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

consumer’s power supply was disconnected by the remote red-out meter. For formal and legal reasons, Virtual Pricing program was conducted outside the current billing system. Over 650 customers participated in the project. According to a survey carried out after the participants’ recruitment, the main motive for joining the project was to learn how to save electricity. Other reasons included: environmental awareness, interest in attractive subject, and financial reward for the participation. Most of the participants were pleased with the participation in the program. Virtual Pricing had satisfied 89% of participants, Eco-Reduction – 74%, and Eco-Signal – 63%. Participation in the project was rewarded with a payment voucher – minimum of 50 PLN, and maximum of 200 PLN, depending on the program and the participant’s activities. The greatest effects were obtained in Eco-Reduction. Mean reduction in two peak hours of a single day, compared to two hours before the peak amounted to 24%, and the highest reduction amounted to approx. 61%. Consumers in this program during all events on average reduced their consumption by 32.7%, and in the winter time by over 40%. In Eco-Signal the mean reduction in two peak hours of a single day, compared to two hours before the peak amounted to 4%, and the highest reduction amounted to approx. 52%. Consumers reduced consumption by 16.3% on average at all events, and by ca. 32.3% in the winter time. The effects of Virtual Pricing were much smaller; the average reduction was 0.2 percent. Consumers have not altered their electricity consumption patterns by moving loads from peak zone to other zones (medium and offpeak). The virtuality of the pricing, on which no actual settlement was based, must have been important. It should also be noted that the reward for participation was very high, which means a high cost of the electricity consumption reduction. As part of PSE SA’s program of demand management service development the value of one MWh in tenders for industrial customers was set at approx. 1,000 PLN. In this project, the reduction costs of one MWh were estimated at over 100,000 PLN in Eco-Reduction, and at tens of millions PLN in Virtual Pricing. The number of consumers needed to reduce the energy consumption at peak amounted to approx. 5,800 for Eco-reduction, to approx. 49,000.00 for Eco-Signal, and for Virtual Pricing from 125,000.00 to as many as 500,000.00 The following adjustments in Eco-Reduction program were proposed: 1. Change of power reduction limit 2. Change of reward rules 3. Modification of customer base selection. It was estimated that with such adjustments the cost of MWh could be reduced to little over 6,000 PLN, and with the acquisition costs optimization even to 5,400 PLN. There were problems in Eco-reduction program with restoring power supply, which had to be done manually by pressing a special button on the meter housing. Several customers could not cope with it due to difficult access to the meter, further dozen or so reported the re-connection problem, one of the reasons turned out to be pressing wrong button. Based on the surveys a profile was developed of the perfect customer, who may want 100

to reduce their electricity consumption: a person over 50 years of age, staying a lot at home, with large family, average wealthy, living in an area of urban multifamily housing. It was also determined that the main motive of such a person would be to find something interesting to do. It seems that programs of this type can bring about significant reduction in electricity consumption at peak times, and subsequent programs would be needed to verify the obtained results, especially when considering the need to reduce the excessive rewards for electricity consumers. Also significant is the feasibility of practical implementation of dynamic multi-zone tariffs in the actual electricity billing. There are certain risks worth attention. According to [15], in Eco-Reduction program the electricity consumption at peak time of the day was significantly reduced compared to the control group (not covered by the reduction program), while the consumption in the group covered by the program increased significantly in the hour immediately after the 2-hour peak time, to way over the peak consumption in the control group. The consumption peak was postponed, but increased, which may be disadvantageous from the point of view of the power system and the generation capacities that have to be made available. European Union regulations According to the new energy law drafted at the Ministry of Economy, by 2020 there shall be a smart meter installed at every electricity consumer in Poland [25]. However, according to Directive 2009/72/EC of July 2009 on common rules for the internal market in electricity, each Member State could perform a cost-effectiveness analysis of the smart metering deployment by September 2012. Final decision to deploy smart meters could be dependent on the viability study results. Where such analysis result is positive, the remotely-read meters shall be deployed at at least 80% of consumers by the end of 2020 (100% by the end of 2022). The result of an analysis by the Ministry of Economy [2] was positive - the cost was estimated at 9 billion PLN, the benefits in the form of money saved at 9.48 billion PLN, i.e. gain of approx. 500 million PLN. Deployment in Poland and the European Union In seven European Union Member States – Belgium, Czech Republic, Lithuania, Latvia, Germany, Portugal and Slovakia – the results of costs and benefits analyses for large-scale deployment by 2020 they were negative, while in Germany, Latvia and Slovakia smart metering was found economically justified for certain groups of customers [26]. In fifteen EU Member States – Austria, Denmark, Estonia, Finland, Greece, Spain, Ireland, Luxembourg, Malta, Netherlands, Poland, Romania, Sweden, Italy and the United Kingdom – extensive measures are undertaken to improve smart meters’ penetration by 2020 [26]. The Swedish market already in 2010 was one hundred percent based on smart devices. In comparison with other EU countries, Poland is in the middle of smart meter deployment ranking [26]. Well over half a million smart meters have been installed in Poland so far. The most advanced in introducing smart metering systems so far is

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

ENERGA-OPERATOR SA – the distribution company in Gdanskbased ENERGA group. In the first stage more than 100,000 meters were installed in Kalisz, Drawsko Pomorskie and Hel. In the next stages over 300,000 and over 450,000 meters were installed. The power company from Gdańsk intends to replace by 2017 the measuring devices at all its customers, who are almost 3 million. Total project cost is estimated at more than 1 billion PLN. According to ENERGA in Kalisz, where all meters have been replaced with smart ones, the technical losses decreased over the year by 10%. Tauron Dystrybucja intends to install over 330,000 meters in the next two years. Now completing is the installation of 350,000 smart meters in Wroclaw. In Warsaw, according to the plans of RWE distribution network operator, by the end of 2019 all the houses and buildings shall have smart electricity meters installed. In addition, RWE promotes and introduces solutions for the development of smart cities through the promotion of, among other things, development of renewable energy sources and distributed generation. The company is involved in the development of smart distribution grids, solutions for future homes, energy storage, zero emission buildings and electric transport. RWE has already built a dozen electric vehicle charging stations in Warsaw’s prominent locations, thus creating a network of E-mobility. RWE Stoen Operator’s total capital expenditures for smart grid development amount to over 400 million PLN. In 2011 ENERGA-OPERATOR SA launched “Smart Peninsula” project [9]. The aim of the project was practical verification of the performance of the Smart Power Grid technologies and the feasibility of their deployment across the grid. The project covered nearly 200 km of MV lines, 150 MV/LV substations, ca. 150 km of LV lines, and nearly 10,000 customers in the Hel Peninsula. The project included a grid upgrade by deployment of short-circuit current alarms. At key MV/LV substations MV connectors were installed with remote control, and in selected LV switchgears currents and active and reactive powers were measured, and fuse burnout alarms were installed. In a MV overhead line disconnectors or switches with remote control and short-circuit current alarms were installed. SCADA (control and supervision) system was extended to low voltage grid and integrated with GIS (geographic information) system. Relocated to SCADA was mapping medium and low voltage grids in the geographical system. FDIR Fault Detection, Isolation and Restoration feature was implemented for automatic detection and location of damage in MV grid, and automatic grid reconfiguration. Advanced voltage control algorithm IVVC Integrated Volt/Var Control was applied. The majority of electricity consumers were provided with AMI remote reading meters. Also implemented was computing system ELGrid [12], designed to support the operational optimization and development of distribution grids with distributed generation. Calculations were performed for the LV grid reconfiguration optimization, and the grid was reconfigured in accordance with the calculated configuration. As a result of these actions the electricity losses were reduced by ca. 12%. Activities executed within the project have shown that it is possible to achieve a significant increase in the grid operation’s

effectiveness and flexibility. This will also allow avoiding the problems of grid operation in the event of a mass appearance of micro-sources in LV grid. Increased observability and automation of grid operation are some of the main Smart Power Grid features.

4. Energy conducive to sustainable eco-development By deployment of Smart Power Grids, the existing structure of electricity generation can be changed into a new, more environmentally friendly form. One of the chances of achieving this is the best use of renewable energy sources. Man has long strived for control over natural resources. In this era of increasing technology development and growing concerns of the environment, the use of wind power or solar radiation is an incentive strong enough to make constructive changes in the generation sector. It is worth noting that electricity can be produced from wind, both at the macro level – through the construction of large wind farms, for example at sea (where the prevailing conditions are favourable, strong enough wind) – and in micro scale, for example in small domestic wind power plants [30], which may cover part of the demand for power, e.g. on farms. Another renewable energy source may be a small hydro power plant, which uses the gravitational potential of water to produce electricity. This solution may be particularly noteworthy in rural areas, where there are rivers of yet untapped potential. Small hydropower plants, with their simple design and positive impact on water retention, may be a good solution. More and more talked about are energy self-sufficient municipalities [8, 28]. Renewable energy sources built in the municipality would have to balance its energy needs. Contemplated are primarily sources such as: • biogas plants • photovoltaic panels • wind farms. Building such sources should also be associated with energy efficiency improvement and smart grid development [33, 34]. It should be noted that such ventures are treated as a priority by the European Commission. In Poland, the best example of energy self-sufficient community is Kisielice municipality, which in 2014 won the EU competition in the category of ManagEnergy Award on the agenda of “Sustainable Energy Week”, an annual pan-European initiative organized by the European Commission. The following energy sources have been installed in Kisielice [16]: 1. Wind power plant Limża-Łodygowo, consisting of 27 turbines with installed capacity of 1.5 MW each 2. Wind power plant Łęgowo-Klimy-Pławty Wielkie, consisting of 21 turbines with installed capacity of 2 MW each 3. Wind power plant Jędrychowo, 4 turbines, 3 MW each 4. Municipal biomass (straw) fired heat plant, 6 MW 5. Photovoltaic system with rated power 99.84 kW, for district heating plant supply 6. Biomass fired stove with rated power 125 kW, installed in the building of Primary School in Łęgowo. 101

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

Owing to the investment in RES, the municipality’s budget revenues increased, as well as its development potential [19]. Local raw materials have been utilised, some farmers obtain additional revenues from leases and easements of land, and the technical infrastructure has been developed. The municipality has become energy self-sufficient, and reduced harmful emissions. It is planned in Sokoły municipality in Podlaskie voivodeship to build a bio power plant (cattle slurry and corn silage) in Jabłonowie-Wypychy, the target nominal electrical output 1.9 MW, and to build a wind farm in Rzące and Racibory Stare, each consisting of eight 3 MW turbines. Launched in Tuczępy municipality was “Energy self-sufficient municipality as a guarantee of Poland’s energy security” program. The following capex projects are planned in the municipality: 1. Bio power plant, 9.6 MW 2. Wind farm with minimum capacity 18 MW 3. Two solar power plants with capacities 10 MW and 4 MW 4. Hydro power plant with capacity of ca. 20-30 kW. If hot water deposits are confirmed, a geothermal power plant will be built. The municipality’s current energy demand, including all the needs, amounts to 31 MW. In many municipalities investments are planned in renewable energy. Also taken into account are bio power plants with stable output that does not depend strongly on changing weather conditions. Study [14] introduced the concept of Autonomous Energy Region, covering a separate area of rural character, as a model including several to a dozen municipalities. In Poland many municipalities pursue this direction. It can be stated that the natural consequence of investment in local renewable energy sources will be moving towards the construction of smart grids or even microgrids. Undoubtedly, an important element of such grids should be in the future energy stores, which are now, however, very expensive. Given the very likely development of the prosumer (small, dispersed renewable energy sources) power sector and municipalities’ efforts towards energy self-sufficiency, the Polish energy system may be subject to far-reaching transformations. The system will be no longer based on large centrally controlled sources, and transmission of energy from these sources through a transmission and distribution grid to end users. The power system’s operating conditions will change. Perhaps no new investment will be needed in transmission lines or fossil fuel based energy sources. Basic expenditures for the distribution grid upgrade in the whole country until 2020 would amount to 30-60 billion PLN, which at 16,456,000 customers means the cost of 1,800 –3,600 PLN / consumer [10]. The rate of rural power grids’ depreciation exceeds 75%. The introduction of distributed energy sources does not mean, however, that the grid’s upgrade can be abandoned, but the optimum upgrade plan can change. There will be problems, virtually unknown to date, in the distribution network, e.g. energy flow in the other direction – from consumer to distribution grid, and even transmission grid. This involves very probable situations of electricity over-production in the community, the need may then arise to reduce the output 102

due to the positive balance of power in the entire power system. This can change the profitability of investment in distributed sources, but this problem can be relatively easily resolved by installing energy storage. It can be expected that with the significant increase in the saturation of the National Power System with distributed energy sources the demand will decrease for fossil fuels. Also, the demand for labour will move from the mining sector towards modern technologies. Important would be the development of renewable energy sources, it involves also the need to produce often innovative information systems and telecommunications equipment. Obviously renewable energy sources have their drawbacks and are not able to cover the entire electricity demand, e.g. in the entire country or a large area (city, region). However, the increase of their share in the total number of energy sources could contribute to reducing the pressure on the development of the generation sector currently based mainly on fossil fuels. Additionally, the proliferation of renewable energy sources is an opportunity for new jobs – people educated in the new fields of study will be needed, as well as technicians and engineers involved in designing, installation and maintenance of these sources.

5. Summary Nationwide the smart grids are a big technological and economical challenge, but giving hope for sustainable development. It seems important to cope with the problem of avoidance or at least reduction of risks to the environment, including threats to human health resulting from often careless implementation of techniques of electricity generation from non-renewable sources. It is necessary to in the way of public consultation develop legal mechanisms, which will provide greater protection of the environment and human health. In practice, decisions, e.g. the location of a wind farm, are taken arbitrarily without the participation of local communities, which is incompatible with the sustainable development idea. Man, using electricity, strongly affects the surrounding environment. In many cases, such impact is detrimental in the long term can lead to serious risks. A way to change the situation may be to develop and roll out smart electricity grids, which will provide appropriate tools (e.g. tariffs, meters, financial incentives) to promote better energy management, and thus to promote sustainable development. The current method of electricity billing, with flat-price tariffs and the same prices in every location of the system, does not respect the rights of electrical engineering and economics alike. Moving away from it will make at least part of the consumers aware how much does using the appliance cost, and how energy prices vary with the energy market situation. The development of renewable energy sources, along with the growing interest in them, can encourage their increased presence, in rural areas in particular. If in an area there are natural conditions favourable for the construction and operation of such sources, it is worth considering their use.

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

Also considered should be investments in energy storage, which would allow for significant reduction of the changes in renewable sources’ output due to varying weather conditions. Not all EU countries are unanimous on the need to develop smart grids now. Some assume they need to build them in a complete version, others try to minimize implementation costs, selecting those elements of the system, which bring about most of benefits at a relatively low cost. There are also countries, like Italy, where nothing is done in practice, besides the installation of smart meters at every electricity consumer, to build a complete smart grid system. Poland is now at the initial implementation stage, so chances are that this process has been sustainable development – compliant. It seems that these issues require specific strategies for the country’s development, not only in the field of renewable energy. We are facing new challenges to, and even fundamental changes in, the National Power System’s operating rules. Pursuit of the deployment of smart grids, and especially of a large number of renewable energy sources, will strongly change the needs of investment in energy networks. It may also have a significant impact on the mining sector, reducing the demand for fossil fuels. REFERENCES

1. M. Alves-Pereira, B. Castelo, “Wind Turbine Noise, In-Home Wind Turbine Noise Is Conducive to Vibroacoustic Disease” [w:] Second International Meeting on wind turbine Noise, Lyon, 2007. 2. “Analiza skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania“ [Analysis of socio-economic effects of smart metering deployment], Minister of Economy, Warszawa 2013. 3. D. Baczyński et al., “Mikrosieci niskiego napięcia“ [Low voltage microgrids], Warszawa, 2013. 4. J. Bil, “Ceny węzłowe jako mechanizm zarządzania ograniczeniami w systemie elektroenergetycznym“ [Node prices as a constraint management mechanism in power system, Biuletyn URE [ERO Buletin], No. 6, 2005. 5. K. Billewicz, “Smart metering – Inteligentny system pomiarowy“ [Smart metering – smart measuring system], Warszawa 2011. 6. K. Billewicz, “Skuteczność DSR – między bodźcem a reakcją“ [DSR effectiveness – between stimulus and response], Przegląd Elektrotechniczny [Electrotechnical review], No. 09a, 2012, pp. 308–314. 7. S. Borenstein, M. Jaske, A. Rosenfeld, “Dynamic Pricing, Advanced Metering and Demand Response in Electricity Markets“, Univeristy of California Energy Institute, Center for the Study of Energy Markets, 2002. 8. Ekologia.pl [online], http://biznes.ekologia.pl/energetyka/gminysamowystarczalne-energetycznie,11726.html [access: 22.01.2016]. 9. D. Falkowski, S. Noske, P. Helt, “Monitorowanie, pomiary w sieciach inteligentnych – projekt pilotażowy Smart Grid na Półwyspie Helskim“ [Monitoring, measurements in smart grids – Smart Grid on the Hel Peninsula pilot project], conference proceedings, VI ScientificTechnical Conference „Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych” [Electricity losses in power grids], Ossa near Rawa Mazowiecka, 7–8 May 2014.

10. “Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce“ [Financing of capex projects in energy in Poland], PWC, May 2011. 11. S. Hajduk, “Planowanie elektrowni wiatrowych jako element zrównoważonego rozwoju na poziomie lokalnym“ [Planning of wind power as part of sustainable development at the local level], “Ekonomia i Środowisko“ [Economics and environment], Vol. 44, No. 1, 2013, pp. 177–192. 12. P. Helt et al., “Koncepcja systemu ElGrid do optymalizacji pracy i rozwoju rozdzielczych sieci energetycznych“ [The concept of ElGrid system to optimize the operation and development of power distribution grids], Przegląd Elektrotechniczny [Electrotechnical Review], Vol. 2, 2011, pp 70–73. 13. J. Jakobsen, “Infrasound emission from wind turbines“,“Journal of low frequency noise, vibration and active control“, Vol. 23, No. 3, 2005, pp. 145–155. 14. Klaster 3x20 [online], http://www.klaster3x20.pl/sites/default/files/ klaster3x20pl_38f43b6ff3d336337fc543026a9f0ff9.pd [access: 22.01.2016]. 15. T. Koprowiak, “Gospodarka niskoemisyjna w praktyce. Doświadczenia gminy Kisielice“ [Low-emission economy in practice. The Kisielice municipalitty experience] [online], http://nowamisja-niskaemisja. pl/wp-content/uploads/2015/03/PLANOWANIE-GOSPODARKINISKOEMISYJNEJ-W-PRAKTYCE-TOMASZ-KOPROWIAK.pdf [access: 22.01.2016]. 16. W. Lubczyński, “Zachowania odbiorców na przykładzie projektu pilotażowego wdrożenia innowacyjnych taryf“ [Consumer behaviours on the example of a pilot project of innovative tariffs implementation], Conference „Cyfryzacja sieci elektroenergetycznych” [Digitalisation of power grids], Warszawa, 13 May 2014. 17. W. Łukaszek, “Likwidowanie barier energetycznych ograniczających rozwój obszarów wiejskich i gospodarstw rolnych na przykładzie gmin Sokoły i Tuczępy“ [Removal of energy barriers limiting the development of rural areas and farms on the example of municipalities Falcons and Tuczępy], XIX International Fair of Agricultural Technology AGROTECH, Kielce 2013. 18. J. Malko, “Zrównoważony rozwój – cele i wyzwania elektroenergetyki“ [Sustainable development – the goals and challenges of electric power sector], Teoria i praktyka zrównoważonego rozwoju [Theory and practice of sustainable development], edited by A. Graczyk, University of Economics in Wroclaw, Department of Ecological Economics, Białystok – Wrocław 2007, pp. 187–194. 19. J. Malko, A. Wilczyński, “Oszczędne, racjonalne czy efektywne użytkowanie energii elektrycznej“ [Cost-effective, rational, or efficient use of electricity], Energetyka [Power engineering], September 2007. 20. Odziaływanie wiatraków [Windmill impact] [online], http://www.oddzialywaniawiatrakow.pl/upload/file/287.pdf, [access: 22.01.2016]. 21. K. Pawlas, “Wpływ infradźwięków i hałasu o niskich częstotliwościach na człowieka – przegląd piśmiennictwa“ [Impact of infrasounds and low frequency noise on man – a literature review], “Podstawy i Metody Oceny Środowiska Pracy“ [Premises and methods of working environment assessment], Vol. 60, No. 2, 2009, pp. 27–64. 22. K. Pawlas, N. Pawlas, M. Boroń, “Życie w pobliżu turbin wiatrowych, ich wpływ na zdrowie – przegląd piśmiennictwa“ [Living in the vicinity of wind turbines and their impact on health – a literature review], “Medycyna Środowiskowa – Environmental Medicine“, Vol. 15, No. 4, 2012, pp.150–158. 103

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | 97–104

23. N. Pierpont, “Wind Turbine Syndrome“, A Report on a Natural Experiment, Santa Fe 2009, p. 294. 24. P. Piotrowski, “Analiza statystyczna danych mających wpływ na produkcję energii elektrycznej przez farmę wiatrową oraz przykładowe prognozy krótkoterminowe“ [Statistical analysis of data affecting wind farm electricity output and examples of short-term forecasts], “Przegląd Elektrotechniczny“ [Electrotechnical Review], Vol. 88, No. 3a, 2012, pp. 161–164. 25. P. Piotrowski, “Inteligentne cyfrowe liczniki energii elektrycznej jako element systemu Smart Power Grids – część 1“ [Smart digital electricity meters as part of the Smart Power Grids system – Part 1], “Elektro.info“, Vol. 135, No. 6, 2015, pp. 72–75. 26. P. Piotrowski, “Inteligentne cyfrowe liczniki energii elektrycznej jako element systemu Smart Power Grids – część 2“ [Smart digital electricity meters as part of the Smart Power Grids system – Part 2], “Elektro.info“, Vol. 137, No. 9, 2015, pp. 86–90. 27. P. Piotrowski et al., “Problem narażenia pracowników morskich stacji elektroenergetycznych najwyższych napięć na szkodliwe czynniki oraz działania minimalizujące ryzyko zagrożeń“ [On the exposure of workers at the highest voltage offshore power stations to harmful factors and measures to minimize the risk of the threat], “Medycyna Pracy“ [Occupational Medicine], No. 1(67), 2016, pp. 51–72, doi:10.13075/ mp.5893.00320. 28. Portal samorządowy [Self-governmental portal] [online], http:// www.portalsamorzadowy.pl/gospodarka-komunalna/samowystarczalne-energetycznie-gminy-sa-przyszloscia,63026.html [access: 22.01.2016].

29. A. Pultowicz, “Przesłanki rozwoju rynku odnawialnych źródeł energii w Polsce w świetle idei zrównoważonego rozwoju“ [Premises of the RES market development in Poland in the light of the sustainable development idea], “Problemy Ekorozwoju“ [Problems of Ecodevelopment], Vol. 4, No. 1, 2009, pp. 109–115. 30. Warmińsko-Mazurska Agencja Energetyczna, http://www.wmae.pl/ userfiles/file/Aktualnosci/poradnik_a5.pdf [access: 22.01.2016]. 31. wyborcza.biz, http://wyborcza.biz/biznes/1,101716,15514325,Nowa_ elektrownia_sloneczna_zabija_ptaki.html?disableRedirects=true [access: 22.01.2016]. 32. Związek Gmin Wiejskich Województwa Podlaskiego [Union of Podlaskie Region Municipalities] [online], http://www.zgwwp.org.pl [access: 22.01.2016]. 33. K. Żmijewski, “Szanse i wyzwania – niskoemisyjna energetyka na obszarach wiejskich“ [Opportunities and challenges – Biopower in rural areas], conference „Bioenergia na obszarach wiejskich” [Bipenergy in rural areas], Ministry of Agriculture and Rural Development, Warszawa, 12 May 2014. 34. Program Gospodarki Niskoemisyjnej na terenach wiejskich [Program of Low-emission Economy in rural areas], ed. K. Żmijewski, Forum Inicjatyw Rozwojowych [Development Initiatives Forum] for the Programme Board of Fundacja Europejski Fundusz Rozwoju Wsi Polskiej [The European Fund for the Development of Polish Villages Foundation], 2014. 35. M. Sobczak et al., “Projekt Smart. Pilotażowe wdrożenie innowacyjnych programów redukcyjnych. Raport końcowy“ [Smart Project. Pilot implementation of innovative reduction programmes. Final report], Wrocław, Gliwice 2014.

Paweł Janusz Piotrowski Warsaw University of Technology e-mail: pawel.piotrowski@ien.pw.edu.pl A graduate of Warsaw University of Technology. An assistant professor at the Electrical Power Engineering Institute of Warsaw University of Technology. His PhD thesis: “Optimization of the voltage regulation in power distribution grids based on the neural networks theory” won a nationwide contest for the Siemens Promotional Award. He was awarded the post-doctoral degree in technical sciences, electrical engineering (2014). Title of the habilitation monograph: “Forecasting in the power industry in different time horizons”. His research interests refer to forecasting for power engineering and optimization, the use of artificial intelligence in power engineering, power supply reliability in computer networks, AMI systems and RES issues. Author or co-author of over 80 publications (papers, monographs, textbooks), 33 conference papers and 54 scientific studies and works for the industry.

Piotr Helt Warsaw University of Technology e-mail: piotr.helt@ien.pw.edu.pl Graduate of Warsaw University of Technology. Since 2009 with his alma mater, where he directs postgraduate studies “Modern Methods of Analysis in Power Engineering”. A Smart Grid consultant at Globema sp. z o.o. Area of professional interest: geographical information systems, in particular its applications in power engineering, power grids and systems, especially distribution grids, artificial intelligence methods and their application in optimisation problems. Author of numerous articles and publications on national and international conferences. He has completed numerous research projects, grants and expert opinions, primarily in power engineering.

Piotr Kapler Warsaw University of Technology e-mail: piotr.kapler@ien.pw.edu.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Warsaw University of Technology, major: power engineering (2011). A research assistant and doctoral student at the Department of Power Grids and Systems of Warsaw University of Technology. His research deals with the interactions between power system and individual electricity consumers, and optimal power flow and nodal prices.

104

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 97–104

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 97–104. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wpływ inteligentnych sieci energetycznych na zrównoważony rozwój Autorzy

Paweł J. Piotrowski Piotr Helt Piotr Kapler

Słowa kluczowe

zrównoważony rozwój, odnawialne źródła energii, inteligentne sieci energetyczne

Streszczenie

W artykule przedstawiono wpływ inteligentnych sieci energetycznych na zrównoważony rozwój. W pierwszym rozdziale zawarto wprowadzenie do poruszanej tematyki. Rozdział drugi zaś opisuje postawę człowieka wobec środowiska naturalnego, a także zawiera informacje na temat zagrożeń ze strony farm wiatrowych i elektrowni słonecznych. Rozdział trzeci prezentuje dynamiczne taryfy za energię elektryczną oraz aktualny stan wdrożeń inteligentnych pomiarów zarówno w Polsce, jak i w krajach Unii Europejskiej. Czwarty rozdział skupia się na wytwarzaniu energii w sposób sprzyjający zrównoważonemu ekorozwojowi poprzez wykorzystanie odnawialnych źródeł energii oraz koncepcję gminy samowystarczalnej energetycznie.

1. Wstęp Do istotnych problemów współczesnej gospodarki światowej można zaliczyć stopniowe zmniejszanie się zasobów surowców kopalnych, a także coraz większe zmiany klimatyczne związane z emisją gazów cieplarnianych do atmosfery [29]. Jedną z metod przeciwdziałania obu problemom jest promowanie produkcji energii elektrycznej przez odnawialne źródła energii (OZE). Niestety, jest to nadal dość droga alternatywa, wymagająca dofinansowania. Odnawialne źródła energii to rozwiązania ekologicznie pożądane (energia słoneczna, energia pozyskiwana z wiatru), ale są to, niestety, niestabilne źródła energii (niedysponowane źródła energii) – nie można zaplanować wielkości produkcji energii elektrycznej często nawet na kolejne godziny doby, szczególnie w przypadku farm wiatrowych [24]. Docelowo OZE powinny stanowić jeden z elementów elektroenergetycznego systemu o nazwie Smart Power Grids. Według definicji jest to system elektroenergetyczny, który integruje w sposób inteligentny działania wszystkich uczestników procesów generacji, przesyłu, dystrybucji i użytkowania w celu dostarczenia energii elektrycznej w sposób niezawodny, bezpieczny i ekonomiczny, z uwzględnieniem wymogów ochrony środowiska [3]. Podstawą systemu Smart Power Grids są technologie informatyczne i komunikacyjne umożliwiające dwukierunkowy przepływ informacji. Jedną z części systemu Smart Power Grids jest Smart Metering, czyli inteligentny system pomiarowy składający się z wielu elementów powiązanych określonymi interakcjami [25]. Kluczowym elementem systemu pomiarowego są inteligentne liczniki energii elektrycznej instalowane u odbiorców energii elektrycznej. Odbiorców energii w systemie inteligentnego systemu pomiarowego można podzielić na konsumentów energii elektrycznej oraz tzw. prosumentów (producent oraz konsument energii elektrycznej). Produkcja energii elektrycznej przez prosumenta odbywa się najczęściej z wykorzystaniem energii wiatru lub energii słonecznej. Warto

podkreślić silnie lokalny charakter produkcji energii przez OZE. Lokalna społeczność uzyskuje silny wpływ na kształtowanie się procesu zrównoważonego rozwoju i jest w dużym stopniu za niego odpowiedzialna. Sprzyja to integracji społeczności oraz wzrostowi świadomości ekologicznej. Rozwój energetyki w Polsce uwzględniający inteligentne sieci energetyczne jest przedmiotem wielu analiz oraz opracowań [29, 11, 18, 2, 5]. Głównym celem artykułu jest identyfikacja przesłanek rozwoju inteligentnych sieci energetycznych w kraju i ukazanie płaszczyzn, w jakich ten rozwój się dokonuje w kontekście idei rozwoju zrównoważonego. Z punktu widzenia zrównoważonego rozwoju należy zwrócić uwagę na konieczność ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w celu minimalizacji pogłębiania się zmian klimatycznych oraz konieczność ograniczania zużycia energii poprzez promowanie rozwiązań energooszczędnych. Ludzkość stoi przed dylematem. Z jednej strony energia jest konieczna do rozwoju cywilizacji, z drugiej strony zasoby naturalne na Ziemi ulegają stopniowemu wyczerpaniu. Zastępowanie nieodnawialnych źródeł energii źródłami odnawialnymi wydaje się konieczne, ale jest związane z większymi nakładami na jej pozyskiwanie. Wykorzystanie inteligentnych sieci energetycznych niesie ze sobą duże korzyści, lecz również pewne zagrożenia. 2. Postawa człowieka wobec środowiska oraz zagrożenia ze strony farm wiatrowych i elektrowni słonecznych Od początku powszechnej elektryfikacji w ludzkiej świadomości zakorzeniło się przekonanie, że energia elektryczna jest dobrem powszechnie dostępnym i tanim. Ten stan rzeczy nie zmienił się pomimo wielu sygnałów ostrzegawczych, takich jak rozległe awarie systemów elektroenergetycznych, rosnące ceny paliw kopalnych oraz coraz większa troska o ochronę środowiska naturalnego. Człowiek swoim postępowaniem oddziałuje bardzo mocno na otaczające go środowisko naturalne. Dotyczy to także w dużej mierze

sposobu korzystania z energii elektrycznej. Dotychczas priorytetem było zaspokojenie potrzeb człowieka, na dalszy plan spychane były problemy uboczne, w tym aspekty przyrodnicze. Istnieje jednak potencjalna nadzieja na znaczącą poprawę zaistniałej sytuacji. Mowa tu o koncepcji inteligentnych sieci elektroenergetycznych (Smart Power Grids). Jest to idea, według której wszyscy uczestnicy rynku energii (od wytwórców aż po odbiorców) są ze sobą powiązani, a ich działania mają na celu wykorzystanie energii elektrycznej w jak najlepszy sposób, stawiając sobie za cel m.in. poszanowanie środowiska. Powstanie takich sieci w najbliższej przyszłości może poprawić zachwianą obecnie równowagę pomiędzy sferą gospodarczą, społeczną i środowiskiem naturalnym, czyli szeroko rozumiany zrównoważony ekorozwój. Zagrożenia ze strony farm wiatrowych Dynamiczny rozwój energetyki wiatrowej może powodować liczne konflikty ekologiczne i społeczne [11]. Rozbudowana sieć obszarów chronionych i rozproszona zabudowa na obszarach wiejskich powodują konieczność bardzo wnikliwego wyboru terenu dla lokalizacji elektrowni wiatrowych. Warto podkreślić, że proces lokalizacji i eksploatacji elektrowni wiatrowych stwarza często poważne konflikty, ujawniające się w dwóch zasadniczych aspektach [11]: oddziaływaniu na środowisko przyrodnicze oraz relacjach pomiędzy gminą, społeczeństwem lokalnym oraz inwestorami. Elektrownie wiatrowe, uważane za proekologiczne, bywają w praktyce przyczyną konfliktów ekologicznych. Trudno o kompromis związany z dwoma bardzo ważnymi celami ekologicznymi, czyli z jednej strony ochroną przyrody, a z drugiej strony potrzebą rozwoju energetyki odnawialnej [21]. Lokalizacja obiektów energetyki wiatrowej musi być zgodna z zasadą trwałego i zrównoważonego rozwoju, która polega na równoprawnym uwzględnieniu czynników społecznych, środowiskowych oraz gospodarczych. Potrzebie szybkiego rozwoju energetyki odnawialnej w kraju nie

105

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 97–104

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 97–104. When referring to the article please refer to the original text. PL

sprzyjają konflikty związane z lokalizowaniem elektrowni wiatrowych na obszarach uznawanych powszechnie za cenne przyrodniczo i krajobrazowo. Farmy wiatrowe mogą być również przyczyną problemów zdrowotnych sąsiadujących z nimi społeczności lokalnych, jak również stanowić zagrożenie dla ptaków [27]. Do potencjalnie szkodliwych efektów mających potencjalnie negatywny wpływ na zdrowie lokalnej społeczności zaliczyć można: hałas słyszalny, infradźwięki, pole elektromagnetyczne o niskiej częstotliwości oraz efekt migotania cieni. Hałas emitowany z turbin wiatrowych, pod względem źródeł emisji akustycznej, można podzielić na hałas mechaniczny (pochodzący z generatora, przekładni, skrzyni biegów itd.) oraz hałas aerodynamiczny (generowany ruchem obracających się łopat, powodującym zaburzenia powietrza na końcówkach łopat, turbulencje, kawitację powietrzną, czy zmiany ciśnienia podczas przejścia łopaty obok wieży). Charakter dźwięku oraz jego rozprzestrzenianie się w środowisku zależy od wielu czynników, np. konstrukcji turbiny wiatrowej, jej wysokości wraz z wirnikiem, liczby turbin [32]. Obracające się łopaty wytwarzają dźwięk o charakterze pulsacyjnym. Dodatkowo mogą występować interakcje pomiędzy poszczególnymi turbinami [20]. Hałas generowany przez turbiny wiatrowe, według zdecydowanej większości badań, nie przekracza ciśnienia akustycznego wynoszącego 85 dB [21, 27]. Słyszalnym efektem pracy elektrowni wiatrowych jest charakterystyczny świst pochodzący od śmigieł turbiny, który jest szerokopasmowym hałasem o wyższych częstotliwościach, jednocześnie modulowanymi amplitudowo na niższych częstotliwościach – może on zwiększyć subiektywne odczucie głośności i potencjalną irytację u człowieka. Charakterystyczne są również wibracje, które potencjalnie mogą powodować delikatne ruchy przedmiotów lub drgania okien [13]. Z kolei nadmierna i długotrwała ekspozycja na infradźwięki i dźwięki o niskiej częstotliwości może wywoływać chorobę wibroakustyczną (VAD) wg opracowania M. Alves-Pereira i B. Castelo [1]. Może się ona objawiać powstaniem zwłóknień w układzie sercowo-naczyniowym i płucnym oraz zaburzeniami psychomotorycznymi. Wprawdzie wyników badań wpływu farm wiatrowych na zdrowie człowieka w tym zakresie jest niewiele, ale uzyskane wyniki świadczą, że tego faktu nie można obecnie wykluczyć [32]. W literaturze opisano pojęcie tzw. syndromu turbin wiatrowych (ang. Wind Turbine Syndrome – WTS), czyli zespołu dolegliwości, które mogą odczuwać osoby przebywające na stałe w pobliżu farm wiatrowych [27]. Termin ten wprowadzony został przez N. Pierpont [23]. Według jej badań turbiny wiatrowe są przyczyną występowania zespołu objawów, na który składają się [23]: zaburzenie i pogorszenie jakości snu, ból głowy, szum w uszach, uczucie ciśnienia w uchu, zawroty głowy, nudności, pogorszenie ostrości widzenia, tachykardia, drażliwość, problemy z koncentracją i pamięcią oraz napady paniki, związane z uczuciem przemieszczania się lub drżenia wewnątrz ciała, które pojawia się zarówno w czasie

106

snu, jak i na jawie. Występowanie syndromu turbin wiatrowych jest jednak pojęciem kontrowersyjnym i spornym. Migotanie cieni jest kolejnym zjawiskiem związanym z turbinami wiatrowymi, który może wystąpić, gdy światło słoneczne pada na łopaty wiatraka, rzucając cień na obiekty znajdujące się pod wiatrakiem. Efekt ten występuje najczęściej w godzinach porannych i wieczornych, kiedy słońce znajduje się nisko na horyzoncie i w wyniku tego cienie są wydłużone. Problem dotyczy jednak tylko starszych turbin wiatrowych – w obecnie budowanych turbinach wiatrowych nie występuje w praktyce to zjawisko. Zostało ono wyeliminowane poprzez pokrywanie powierzchni śmigieł powłoką nie odbijającą światła [22, 27]. W wyniku kolizji z łopatkami wirnika – zewnętrzne końce łopat mogą osiągać prędkość liniową do 300 km/h – giną ptaki i nietoperze. Kolizjom sprzyja również lokalizacja farm wiatrowych np. na trasach migracyjnych ptaków drapieżnych. W USA np. rocznie na farmach wiatrowych ginie prawie 600 tys. ptaków. Ponadto okratowanie niektórych turbin wiatrowych stanowi idealną grzędę dla większych ptaków drapieżnych, więc śmiertelne pułapki są zarazem dla nich atrakcyjne i wabią je. Warto dodać, że budowa farmy wiatrowej na terenach lub w pobliżu terenów, które ptaki migrujące wykorzystują jako tereny wypoczynkowe i żerowiskowe, często rodzi obawy, że realizacja inwestycji może się przyczynić do utraty tych siedlisk. Zagrożenia ze strony elektrowni słonecznych W przypadku systemów fotowoltaicznych do produkcji energii elektrycznej oraz kolektorów słonecznych do produkcji energii cieplnej istnieje problem naruszenia estetyki budynków oraz naziemnych miejsc instalowania tych urządzeń. Rozmiar elektrowni słonecznych o dużej mocy wymaga dużych powierzchni terenu, co również bywa źródłem konfliktów społecznych. Innym problemem jest konieczność utylizacji zużytych urządzeń zawierających wiele szkodliwych substancji niebezpiecznych dla środowiska naturalnego. Okres funkcjonowania tych urządzeń wynosi ponad 10 lat. Elektrownie słonecznie mogą być również bardzo groźne dla zwierząt. Olbrzymia amerykańska elektrownia słoneczna Ivanpah w stanie Kalifornia zajmuje obszar 1,6 tys. hektarów na pustyni Mojave [31]. Składają się na nią trzy wysokie na 140 m wieże podobne do latarni morskich. Każda z nich otoczona jest przez taflę luster, które odbijają światło słoneczne w stronę wież. W sumie zainstalowano 173 tysiące luster. W wieżach znajduje się woda, która rozgrzana zamienia się w parę i napędza turbiny generujące prąd. Niestety, w czasie budowy trzeba było wyłapać i przenieść w inny rejon wędrowne żółwie, czego – jak twierdzą ekolodzy – znaczna część z nich nie przeżyje. Elektrownia zabija również często ptaki (w tym sokoły wędrowne). Temperatura powietrza przy wieżach, na których skupiają się promienie z tysięcy luster, wynosi około o 500 C. Ptaki są wabione przez lustra, które mylą z wodą. Liczne protesty wywołuje również druga elektrownia słoneczna oparta

na identycznej technologii, budowana niedaleko parku narodowego Joshua Tree w stanie Kalifornia. 3. Rola programów służących do zarządzania popytem na energię elektryczną Kolejnym aspektem, w którym człowiek może pozytywnie oddziaływać na ekorozwój, jest użycie nowych, cyfrowych liczników energii elektrycznej oraz zmiennych (dynamicznych) taryf za energię. Licznik, który dotychczas nie budził większego zainteresowania przeciętnego odbiorcy energii, teraz będzie urządzeniem pokazującym dodatkowe, niedostępne przedtem informacje. Będą to m.in. profil zużycia (przebieg zużytej mocy w czasie) oraz aktualna cena energii. Te sygnały mogą stanowić wyraźne bodźce do zmiany dotychczasowej postawy konsumenta energii elektrycznej. Znajomość swojego profilu obciążenia pomoże w określeniu czasu zwiększonego zapotrzebowania na moc oraz urządzeń, których użycie powoduje największe koszty. Warto nadmienić, że ludzie często nie są świadomi, ile naprawdę kosztuje skorzystanie z danego odbiornika. Taka wiedza może być przyczyną zmiany dotychczasowego sposobu korzystania z energii. Drugim ważnym bodźcem może być zmienna stawka opłat za energię elektryczną, ujęta np. w taryfie dynamicznej. Dotychczas, korzystając z energii, zdecydowana większość odbiorców płaciła stałą stawkę, niezależnie do pory, w jakiej uruchamiali dane odbiorniki. Jednakże system elektroenergetyczny rządzi się swoimi prawami. Wytworzenie, a następnie przesłanie energii nie może kosztować tyle samo w ciągu całego okresu w każdym miejscu. Stałe stawki w połączeniu z dynamicznymi zmianami w zapotrzebowaniu na moc prowadzą do nieefektywnego wykorzystania dobra, jakim jest energia elektryczna. Wobec tego konieczne wydaje się wprowadzenie zmiennej stawki opłat, która to w danej chwili, np. w każdej godzinie doby, byłaby powiązana z aktualnymi warunkami techniczno-ekonomicznymi panującymi w danym rejonie sieci. Mniejsze ceny obowiązywałyby w okresach zmniejszonego zapotrzebowania na moc (noc, późny wieczór, ranek), a większe w czasie zwiększonego zapotrzebowania (szczyt popołudniowy). W ten sposób każdy z nas będzie mógł podjąć decyzje, czy chce w danej chwili skorzystać z odbiornika i zapłacić za to określoną cenę. Zmienne stawki to nie tylko zysk dla odbiorców, ale również i dostawców energii, bowiem wyrównanie krzywych poboru mocy implikuje zmniejszenie kosztów dostawy energii. Trzeba pamiętać, że to właśnie taryfy stanowią skuteczną formę wpływania na kształt obciążenia u każdego odbiorcy. Aby osiągnąć proponowane rezultaty, można wprowadzić takie rodzaje taryf, jak: RTP, CPP, TOU. Pierwsza z nich – RTP (ang. Real Time Pricing) to taryfa czasu rzeczywistego, w której cena za energię elektryczną zmienia się tak samo jak ceny na rynku hurtowym. W ten sposób każdy odbiorca będzie zmuszony na bieżąco ponosić koszty, za których generację sam odpowiada [6]. Ponadto musi on zapłacić również za dostawę energii. Cechą

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 97–104

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 97–104. When referring to the article please refer to the original text. PL

charakterystyczną tej taryfy jest zmienność stawki opłat w każdej godzinie doby [7]. Sygnał będący bodźcem do zmiany zachowania może się pojawić odpowiednio wcześniej, np. o jeden dzień lub o jedną godzinę. Oczywiście wartość ceny za energię w tej samej godzinie może być różna w różnych rejonach sieci elektroenergetycznej, co ma na celu odzwierciedlenie w kosztach takich czynników jak np. zatłoczenie elementów sieci. Drugi rodzaj taryfy to – CPP (ang. Critical Peak Pricing), taryfa, w której w okresie największego zapotrzebowania wprowadza się bardzo wysoką stawkę opłat jedynie w ograniczonej liczbie godzin doby. W ten sposób zmusza się odbiorców, aby ograniczyli oni zużycie w okresie występowania największych cen na rynku hurtowym. Poza szczytem obciążenia stawki opłat są już dużo mniejsze. Podobnie jak w przypadku RTP, odbiorcy są odpowiednio wcześniej informowani o przyszłych kosztach. Trzecią odmianą taryfy jest – TOU (ang. Time Of Use), charakteryzuje się ona zmianą stawek opłat w dłuższym okresie, np. doby, tygodnia lub pory roku. Występuje w niej znaczna rozpiętość cen pomiędzy czasem szczytu i czasem poza szczytem. Zwiększenie tej rozpiętości zaś przekłada się na silniejsze oddziaływanie na odbiorców [18]. Oprócz trzech wymienionych powyżej taryf istnieje jeszcze jedno rozwiązanie, które może zmienić dotychczasowy sposób korzystania z energii elektrycznej. Jest to wprowadzenie ceny – LMP (ang. Locational Marginal Pricing), zwanej też krótkookresową ceną węzłową lub też ceną spot (chwilową) [4]. Wyraża ona minimalną zmianę kosztu bilansowania zapotrzebowania w systemie elektroenergetycznym, która została wywołana zmianą mocy odbieranej w danym węźle. Oprócz uwzględnienia czynników technicznych i ekonomicznych cena LMP związana jest również z czynnikami społecznymi, np. może być zwiększona w okresie występowania nieprzyjaznych dla człowieka temperatur, co implikuje wzrost zużycia energii elektrycznej na cele ogrzewania lub działania klimatyzacji. Duża część odbiorców z pewnością nie będzie skłonna do zmiany swoich zachowań, np. do przesunięcia pory korzystania ze zmywarki do naczyń lub pralki automatycznej na inną porę, kiedy to cena będzie mniejsza. Jednak nawet zmiana małej grupy może w skali makro stanowić przykład proekologicznej postawy i być przyczynkiem do osiągnięcia wymiernych korzyści finansowych w skali roku. Skorzysta na tym również sektor wytwórczy – zmniejszenie szczytów obciążenia pozwoli na rezygnację z uruchomienia drogich źródeł i w konsekwencji zbędną emisję szkodliwych związków do atmosfery. Jest to przykład równowagi pomiędzy strefą gospodarczą (oszczędność pieniędzy, paliw kopalnych), społeczną (zaspokojenie swoich potrzeb wraz z poszanowaniem przyrody) a środowiskiem naturalnym. Idea wprowadzenia dynamicznych cen nie jest nowa, aczkolwiek już dawniej nie spotkała się z aprobatą z powodu ryzyka związanego z wydatkami na nowe urządzenia (liczniki), jak również możliwością negatywnej reakcji odbiorców. W Polsce największym projektem badającym możliwości programów DSM/

DSR (ang. Demand Side Management / Demand Side Response) był projekt realizowany przez Tauron Sprzedaż GZE sp. z o.o., Tauron Dystrybucja SA oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA w okresie 1.09.2013–31.08.2014 [35]. Celem projektu było zbadanie możliwości redukcji zużycia energii elektrycznej przez odbiorców wyposażonych w liczniki zdalnego odczytu, którym zaproponowano różne programy z dziedziny innowacyjnych taryf. W projekcie wykorzystano trzy typy programów oddziałujących na popyt: 1. Wirtualny Cennik – przyjęto duże zróżnicowanie cen energii elektrycznej w okresach zapotrzebowania szczytowego i pozaszczytowego 2. Eko-Sygnał – odbiorca był z wyprzedzeniem wzywany do ograniczenia zużycia energii elektrycznej w okresie z góry określonych dwóch godzin, nie musiał odpowiedzieć na to wezwanie 3. Eko-Redukcja – wezwanie jak w programie Eko-Sygnał, natomiast jeśli odbiorca nie ograniczył swojego zużycia energii elektrycznej i przekroczył zadany próg zużycia w ciągu 15 minut, następowało odłączenie zasilania odbiorcy, realizowane przez licznik zdalnego odczytu. Program Wirtualny Cennik z przyczyn formalnoprawnych prowadzony był poza obowiązującym systemem rozliczeń. W projekcie udział wzięło ponad 650 odbiorców. Według przeprowadzonych po akwizycji uczestników badań głównym motywem przystąpienia do projektu była chęć nauczenia się oszczędzania energii elektrycznej. Pozostałe powody to: troska o ekologię, zainteresowanie ciekawą tematyką oraz gratyfikacja finansowa za udział w przedsięwzięciu. W większości uczestnicy zadowoleni byli z udziału w programie. Zadowolonych było z wariantu Wirtualny Cennik 89 proc. uczestników, z wariantu Eko-Redukcja – 74 proc., a z programu Eko-Sygnał – 63 proc. Udział w projekcie wiązał się z gratyfikacją w postaci bonu płatniczego – minimum 50 zł, maksimum 200 zł, w zależności od programu i aktywności uczestnika. Największe efekty uzyskano w programie Eko-Redukcja. Średnia redukcja w dwóch godzinach szczytu pojedynczego dnia w porównaniu z dwiema godzinami przed szczytem wyniosła 24 proc., natomiast najwyższa redukcja wyniosła ok. 61 proc. Odbiorcy w tym programie podczas wszystkich zdarzeń średnio redukowali swoje zużycie o 32,7 proc., a w okresie zimowym redukcja wynosiła nawet do ponad 40 proc. W programie Eko-Sygnał średnia redukcja w dwóch godzinach szczytu pojedynczego dnia w porównaniu z dwiema godzinami przed szczytem wyniosła 4 proc., natomiast najwyższa redukcja wyniosła ok. 52 proc. Odbiorcy średnio redukowali zużycie o 16,3 proc. podczas wszystkich zdarzeń, dla okresu zimowego było to ok. 32,3 proc. W przypadku Wirtualnego Cennika efekty były znacznie mniejsze, średnia redukcja wyniosła 0,2 proc. Odbiorcy nie dokonali znaczącego przesunięcia zużycia energii elektrycznej ze strefy szczytowej do pozostałych stref (średniej i pozaszczytowej). Wpływ na to niewątpliwie miała właśnie wirtualność cennika, według którego nie

były dokonywane rzeczywiste rozliczenia. Należy również zaznaczyć, ze poziom gratyfikacji dla uczestników projektu był bardzo wysoki, co oznacza wysoki koszt redukcji zużycia energii elektrycznej. W ramach realizowanego przez PSE SA programu rozwoju usługi redukcji zapotrzebowania wartość jednej megawatogodziny w przetargach dla odbiorców przemysłowych została określona na ok. 1000 zł. W omawianym projekcie koszty redukcji w przypadku jednej megawatogodziny zostały oszacowane na poziomie ponad 100 000 złotych dla programu Eko-Redukcja i nawet kilkudziesięciu milionów złotych w przypadku Wirtualnego Cennika. Liczba odbiorców potrzebna do redukcji zużycia energii w szczycie wynosiła ok. 5,8 tys. dla programu Eko-Redukcja, ok. 49 tys. dla programu Eko-Sygnał, a dla Wirtualnego Cennika od 125 tys. do nawet 500 tys. Zaproponowano następujące korekty w programie Eko-Redukcja: 1. Zmiana poziomu ograniczania mocy 2. Zmiana zasad wypłacania gratyfikacji 3. Modyfikacja doboru bazy odbiorców. Przy takich korektach oszacowano, że koszt megawatogodziny mógłby zmniejszyć się do nieco ponad 6000 zł, a przy optymalizacji kosztów akwizycji nawet do poziomu 5400 zł. W programie Eko-Redukcja wystąpiły problemy z ponownym przywróceniem zasilania, co należało wykonać ręcznie, wciskając specjalny przycisk na obudowie licznika. Kilku odbiorców nie mogło temu sprostać ze względu na utrudniony dostęp do licznika, dalszych kilkunastu zgłaszało problem ponownego podłączenia, jednym z powodów okazywało się naciśnięcie niewłaściwego przycisku. Na podstawie przeprowadzonych badań określono profil idealnego odbiorcy predestynowanego do redukcji zużycia energii elektrycznej: osoba powyżej 50 roku życia, dużo przebywająca w domu, z dużą rodziną, średnio zamożna, mieszkająca w obszarze miejskiej zabudowy wielorodzinnej. Określono też, że głównym motywem takiej osoby byłoby znalezienie ciekawego zajęcia. Wydaje się, że programy tego typu mogą przynieść znaczne zmniejszenie zużycia energii elektrycznej w godzinach szczytowych, aczkolwiek przydatne byłyby kolejne programy weryfikujące osiągnięte wyniki, szczególnie gdy uwzględni się konieczność zmniejszenia zbyt wysokich gratyfikacji dla odbiorców energii elektrycznej. Istotna jest też możliwość praktycznego wprowadzania taryf dynamicznych, wielostrefowych do realnego rozliczania opłat za zużycie energii elektrycznej. Należy też zwrócić uwagę na pewne zagrożenia. W programie Eko-Redukcja, według [15], zużycie energii elektrycznej w okresie szczytowym wybranego dnia zostało znacząco zmniejszone w porównaniu z grupą kontrolną (nieobjętą programem redukcji), natomiast zużycie to w grupie objętej programem znacznie wzrosło w godzinie bezpośrednio po 2-godzinnym okresie szczytu, do wartości mocno przewyższającej szczytowe zużycie w grupie kontrolnej. Szczyt zużycia został przesunięty, ale zwiększył swoją wartość, co może być niekorzystne z punktu widzenia systemu

107

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 97–104

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 97–104. When referring to the article please refer to the original text. PL

elektroenergetycznego i koniecznych do zapewnienia zdolności produkcyjnych generatorów. Przepisy Unii Europejskiej Zgodnie z projektem nowego prawa energetycznego, przygotowanym w Ministerstwie Gospodarki, do roku 2020 każdy odbiorca energii elektrycznej w Polsce będzie miał zainstalowany inteligentny licznik energii [25]. Natomiast zgodnie z Dyrektywą 2009/72/WE z lipca 2009 roku, dotyczącą wspólnego rynku energii, każdy kraj członkowski mógł wykonać analizę opłacalności wdrożenia systemów inteligentnego opomiarowania do września 2012 roku. Końcowa decyzja o wdrożeniu inteligentnych liczników mogła być uzależniona od wyniku analiz opłacalności. W przypadku pozytywnego wyniku analizy wprowadzenie zdalnych odczytów liczników energii powinno nastąpić u co najmniej 80 proc. odbiorców, najpóźniej do końca 2020 roku (100 proc. do końca 2022 roku). Analiza Ministerstwa Gospodarki [2] dała wynik pozytywny – koszt oszacowano na 9 mld zł, korzyści w postaci zaoszczędzonych pieniędzy na 9,48 mld zł, czyli zysk to ok. 500 mln zł. Stan wdrożeń w Polsce oraz w Unii Europejskiej W siedmiu państwach członkowskich Unii Europejskiej – Belgia, Republika Czech, Litwa, Łotwa, Niemcy, Portugalia i Słowacja – wyniki analiz kosztów i korzyści szeroko zakrojonego wdrożenia do 2020 roku były negatywne, przy czym w Niemczech, na Łotwie i Słowacji uznano inteligentny pomiar za ekonomicznie uzasadniony w przypadku określonych grup klientów [26]. Piętnaście państw członkowskich Unii Europejskiej – Austria, Dania, Estonia, Finlandia, Grecja, Hiszpania, Irlandia, Luksemburg, Malta, Holandia, Polska, Rumunia, Szwecja, Włochy i Wielka Brytania – przeprowadza szeroko zakrojone działania służące rozpowszechnieniu inteligentnych liczników do 2020 roku [26]. Rynek szwedzki już w 2010 roku był w 100 procentach oparty na urządzeniach inteligentnych. W porównaniu z innymi krajami Unii Europejskiej Polska jest pod względem wdrażania inteligentnych liczników w grupie o średnim poziomie wdrożeń [26]. Do tej pory zainstalowano w Polsce sporo ponad pół miliona inteligentnych liczników. Największe osiągnięcia w dziedzinie wprowadzenia systemu inteligentnych pomiarów zrobiła dotychczas ENERGA-OPERATOR SA – firma dystrybucyjna z gdańskiej grupy ENERGA. W pierwszym etapie zamontowano ponad 100 tys. liczników w Kaliszu, Drawsku Pomorskim i na Helu. W kolejnych etapach zamontowano ponad 300 tys. oraz ponad 450 tys. liczników. Do 2017 r. gdańska firma energetyczna zamierza wymienić urządzenia pomiarowe u wszystkich swoich odbiorców, których jest niemal 3 mln. Łączny koszt projektu jest szacowany na ponad 1 mld zł. Według ENERGI w Kaliszu, gdzie wymieniono wszystkie liczniki na inteligentne, na przestrzeni roku straty techniczne zmalały o 10 proc. Tauron

108

Dystrybucja zamierza zainstalować przez dwa najbliższe lata ponad 330 tys. liczników. Obecnie kończy się proces instalacji 350 tys. inteligentnych liczników we Wrocławiu. W Warszawie według planów operatora sieci dystrybucyjnej, firmy RWE, do końca 2019 roku wszystkie domy i budynki mają mieć zainstalowane inteligentne liczniki energii elektrycznej. RWE promuje i wprowadza ponadto rozwiązania służące rozwojowi inteligentnych miast poprzez promowanie m.in.: rozwoju odnawialnych źródeł energii i rozproszonego wytwarzania energii. Firma zaangażowana jest w rozwój inteligentnych sieci dystrybucyjnych, rozwiązań dla domów przyszłości, magazynowania energii, zeroemisyjnych budynków i transportu elektrycznego. W najważniejszych lokalizacjach Warszawy RWE zbudowało już kilkanaście stacji ładowania pojazdów elektrycznych, tworząc sieć E-mobility. Łączne plany inwestycyjne RWE Stoen Operator związane z inteligentnymi sieciami energetycznymi wynoszą ponad 400 mln zł. ENERGA-OPERATOR SA w 2011 roku rozpoczęła projekt „Inteligentny Półwysep” [9]. Celem projektu była praktyczna weryfikacja efektywności zastosowanych technologii Smart Power Grids oraz możliwości wykorzystania ich w skali całej sieci. Projektem zostało objętych blisko 200 km linii SN, 150 stacji SN/nN, ok. 150 km linii nN oraz blisko 10 tys. odbiorców na obszarze Półwyspu Helskiego. W ramach projektu przeprowadzono modernizację sieci, instalując sygnalizatory prądów zwarciowych. W kluczowych stacjach SN/nN zastosowano łączniki SN ze zdalnym sterowaniem oraz wprowadzono w wybranych rozdzielniach nN pomiar prądów oraz mocy czynnych i biernych, a także sygnalizatory przepalenia się wkładek bezpiecznikowych. W linii napowietrznej SN zainstalowano rozłączniki lub wyłączniki ze zdalnym sterowaniem oraz sygnalizatory przepływu prądów zwarciowych. Systemem SCADA (sterowania i nadzoru) objęto również sieć niskiego napięcia i zintegrowano go z systemem GIS (informacji geograficznej). Do systemu SCADA przeniesiono odwzorowanie sieci średniego i niskiego napięcia w układzie geograficznym. Zaimplementowano funkcję FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration) automatycznego wykrywania i lokalizacji miejsca uszkodzenia w sieci SN oraz automatycznej rekonfiguracji sieci. Zastosowano zaawansowany algorytm sterowania poziomem napięcia IVVC (ang. Integrated Volt/Var Control). Większość odbiorców energii elektrycznej wyposażono w liczniki zdalnego odczytu systemu AMI. Wdrożono także system obliczeniowy ELGrid [12], przeznaczony do wspomagania optymalizacji pracy oraz rozwoju rozdzielczych sieci energetycznych z generacją rozproszoną. Wykonano obliczenia optymalizacyjne rekonfiguracji sieci nN i dokonano w tej sieci przełączeń, tak by uzyskać wyznaczoną obliczeniowo jej konfigurację. W wyniku tych działań zmniejszono straty energii elektrycznej o ok. 12 proc. Działania zrealizowane w ramach projektu dowiodły, że możliwe jest osiągnięcie znacznego wzrostu efektywności i elastyczności

pracy sieci. Pozwoli to również na uniknięcie problemów pracy sieci w przypadku masowego pojawiania się mikroźródeł w sieci nN. Większa obserwowalność i automatyzacja pracy sieci są jednymi z głównych cech sieci Smart Power Grid. 4. Energia sprzyjająca zrównoważonemu ekorozwojowi Wprowadzając ideę sieci Smart Power Grids, można zmienić dotychczasową strukturę wytwarzania energii elektrycznej na nową, bardziej przyjazną środowisku formę. Szansą na osiągnięcie tego celu jest m.in. jak najlepsze wykorzystanie odnawialnych źródeł energii. Człowiek od dawna dążył do zapanowania nad naturalnymi zasobami przyrody. W dobie coraz większego rozwoju technologii i wzrostu troski o środowisko użycie energii wiatru lub promieniowania słonecznego jest wystarczająco silnym bodźcem do wprowadzenia konstruktywnych zmian w sektorze wytwórczym. W tym miejscu warto zaznaczyć, iż człowiek może pozyskiwać energię elektryczną z wiatru zarówno w skali makro – poprzez budowę dużych farm wiatrowych, np. na morzu (gdzie panują dogodne ku temu warunki, wystarczająco silny wiatr) – jak i w skali mikro, korzystając np. z małych przydomowych elektrowni wiatrowych [30], które mogą pokryć część zapotrzebowania na moc, np. w gospodarstwach rolnych. Kolejnym odnawialnym źródłem energii może być mała elektrownia wodna, która wykorzystuje do produkcji energii elektrycznej potencjał grawitacyjny wody. Rozwiązanie to może się okazać szczególne godne uwagi na terenach wiejskich, gdzie występują rzeki o niewykorzystanym jeszcze potencjale. Za wykorzystaniem małych elektrowni wodnych przemawia m.in. ich prosta konstrukcja oraz poprawa retencji. Coraz częściej pojawia się hasło: gmina samowystarczalna energetycznie [8, 28]. Wybudowane na terenie gminy odnawialne źródła energii miałyby bilansować jej potrzeby energetyczne. Brane pod uwagę są przede wszystkim takie źródła, jak: • biogazownie • panele fotowoltaiczne • farmy wiatrowe. Budowanie takich źródeł powinno być także powiązane z poprawą efektywności energetycznej oraz rozwojem inteligentnych sieci [33, 34]. Należy zaznaczyć, że takie przedsięwzięcia są priorytetowo traktowane przez Komisję Europejską. W Polsce najlepszym przykładem gminy samowystarczalnej energetycznie jest gmina Kisielice, która w 2014 roku wygrała konkurs Unii Europejskiej w kategorii ManagEnergy Award (Zarządzanie Energią) w ramach „Tygodnia Zrównoważonej Energii”, corocznej ogólnoeuropejskiej inicjatywy organizowanej przy Komisji Europejskiej. W gminie Kisielice zainstalowane zostały następujące źródła energii [16]: 1. Elektrownia wiatrowa Limża-Łodygowo, składająca się z 27 turbin o mocy zainstalowanej 1,5 MW każda 2. Elektrownia wiatrowa Łęgowo-KlimyPławty Wielkie, składająca się z 21 turbin o mocy 2 MW każda 3. Elektrownia wiatrowa Jędrychowo, 4 turbiny o mocy 3 MW każda

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 97–104

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 97–104. When referring to the article please refer to the original text. PL

4. Ciepłownia miejska zasilana biomasą (słoma) o mocy 6 MW 5. Instalacja fotowoltaiczna o mocy znamionowej 99,84 kW, na potrzeby ciepłowni 6. Piec na biomasę o mocy znamionowej 125 kW, zainstalowany w budynku Szkoły Podstawowej w Łęgowie. Dzięki inwestycjom w OZE zwiększyły się dochody budżetu gminy oraz jej potencjał rozwojowy [19]. Zostały zagospodarowane lokalne surowce, część rolników uzyskuje dodatkowe przychody z tytułu dzierżaw i służebności gruntów, rozwinięta została infrastruktura techniczna. Gmina stała się samowystarczalna energetycznie, ograniczając emisję szkodliwych substancji. W gminie Sokoły, w województwie podlaskim, planowane jest wybudowanie bioelektrowni (gnojowica bydlęca i kiszonka z kukurydzy) w Jabłonowie-Wypychach, docelowa znamionowa moc elektryczna 1,9 MW, oraz budowa farmy wiatrowej w Rzącach i Raciborach Starych, w skład której wejdzie 8 turbin o mocy 3 MW każda. W gminie Tuczępy zapoczątkowano program „Samowystarczalność energetyczna gmin gwarancją bezpieczeństwa energetycznego Polski”. Na terenie gminy planuje się realizację następujących inwestycji: 1. Bioelektrownia o mocy 9,6 MW 2. Elektrownia wiatrowa o minimalnej mocy 18 MW 3. Dwie elektrownie słoneczne o mocach 10 MW i 4 MW 4. Elektrownia wodna o mocy ok. 20–30 kW. W przypadku potwierdzenia występowania złóż ciepłej wody budowana będzie elektrownia geotermalna. Bieżące zapotrzebowanie energetyczne gminy, obejmujące wszystkie potrzeby, wynosi 31 MW. W wielu gminach projektowane są inwestycje w energetykę odnawialną. Brane są pod uwagę również bioelektrownie, których wolumen produkcji energii jest stabilny i nie zależy silnie od zmiennych warunków atmosferycznych. W pracy [14] przedstawiono koncepcję Autonomicznego Regionu Energetycznego, obejmującego wydzielony obszar o charakterze wiejskim, modelowo obejmujący kilka do kilkunastu gmin. W Polsce działania wielu gmin zmierzają w tym kierunku. Można stwierdzić, że naturalną konsekwencją inwestycji w lokalne, odnawialne źródła energii będzie zmierzanie w kierunku budowy inteligentnych sieci czy nawet mikrosieci. Niewątpliwie istotnym elementem takich sieci powinny być w przyszłości magazyny energii, które obecnie są jednak bardzo kosztowne. Biorąc pod uwagę bardzo prawdopodobny rozwój energetyki prosumenckiej (małe, rozproszone odnawialne źródła energii) oraz działania gmin prowadzone w kierunku samowystarczalności energetycznej, polski system energetyczny może ulec daleko idącym przeobrażeniom. System nie będzie się już opierał na dużych źródłach centralnie sterowanych oraz przesyle energii z tych źródeł przez sieć przesyłową i rozdzielczą do odbiorcy końcowego. Zmienią się warunki działania systemu elektroenergetycznego. Możliwe, że nie będą konieczne nowe inwestycje w linie przesyłowe czy też źródła energii

oparte na paliwach kopalnych. Podstawowe nakłady na modernizacje sieci dystrybucyjnej w skali całego kraju do 2020 roku włącznie miałyby wynieść 30–60 mld zł, co przy 16 456 tys. odbiorców oznacza koszt rzędu 1,8–3,6 tys. zł/odbiorcę [10]. Stopa dekapitalizacji wiejskich sieci energetycznych przekracza 75 proc. Wprowadzenie rozproszonych źródeł energii nie oznacza, co prawda, możliwości całkowitej rezygnacji z modernizacji tej sieci, ale może się zmienić optymalny plan modernizacji. Pojawią się nieznane praktycznie do tej pory w sieci rozdzielczej problemy, np. przepływ energii w drugą stronę – od odbiorcy do sieci rozdzielczej, a nawet i przesyłowej. Wiąże się to z bardzo prawdopodobnymi sytuacjami nadprodukcji energii elektrycznej w gminie, może powstać wtedy konieczność ograniczania produkcji ze względu na dodatni bilans mocy w całym systemie elektroenergetycznym. Zmienić to może analizy opłacalności inwestycji w źródła rozproszone, choć problem ten można stosunkowo łatwo rozwiązać, instalując magazyny energii. Można przewidywać, że przy znaczącym wzroście nasycenia Krajowego Systemu Elektroenergetycznego rozproszonymi źródłami energii zmniejszy się popyt na paliwa kopalne. Również zapotrzebowanie na pracę przesunie się z sektora wydobywczego w stronę nowoczesnych technologii. Ważny byłby rozwój produkcji źródeł odnawialnych, wiąże się to też z koniecznością wytwarzania często innowacyjnych systemów informatycznych oraz urządzeń telekomunikacyjnych. Oczywiste jest, że odnawialne źródła energii mają swoje wady i nie są w stanie pokryć całego zapotrzebowania na energię elektryczną, np. w skali kraju lub dużego obszaru (miasta, województwa). Jednakże wzrost ich udziału w ogólnej liczbie źródeł energii ma szansę przyczynić się do zmniejszenia presji na rozwój sektora wytwórczego obecnie opartego głównie na paliwach kopalnych. Dodatkowo umasowienie odnawialnych źródeł energii jest szansą na nowe miejsca pracy – potrzeba będzie ludzi wykształconych w nowych kierunkach studiów, techników i inżynierów zajmujących się projektowaniem, montażem i konserwacją tych źródeł. 5. Podsumowanie Inteligentne sieci energetyczne stanowią w skali kraju duże wyzwanie technologiczne oraz ekonomiczne, ale dające nadzieję na zrównoważony rozwój. Istotne wydaje się zmierzenie z problemem uniknięcia lub chociaż ograniczenia zagrożeń dla środowiska naturalnego, w tym zagrożeń dla człowieka wynikające z często nieprzemyślanego wdrażania technik produkcji energii elektrycznej ze źródeł nieodnawialnych. Konieczne jest opracowanie mechanizmów prawnych na drodze konsultacji społecznych, które zapewnią większą ochronę środowiska naturalnego oraz zdrowia człowieka. W praktyce często decyzje np. o lokalizacji farmy wiatrowej podejmowane są arbitralnie bez udziału lokalnych społeczności, co jest niezgodne z ideą zrównoważonego rozwoju. Człowiek, korzystając z energii elektrycznej, oddziałuje silnie na otaczające go

środowisko. W wielu przypadkach działanie takie jest niekorzystne i w dłuższej perspektywie może prowadzić do poważnych zagrożeń. Sposobem na zmianę zaistniałej sytuacji może być stworzenie i rozwinięcie inteligentnych sieci elektrycznych, które dostarczą odpowiednich narzędzi (m.in. taryf, liczników, zachęt finansowych), sprzyjających lepszej gospodarce energetycznej, a w konsekwencji promujących zrównoważony rozwój. Obecny sposób rozliczeń za energię elektryczną, poprzez płaskie cenowo taryfy i jednakowe ceny w każdym miejscu systemu, nie respektuje jednocześnie praw elektrotechniki i ekonomii. Odejście od niego pozwoli uświadomić przynajmniej części odbiorców, ile faktycznie kosztuje korzystanie z danego odbiornika i jak ceny za energię zmieniają się wraz z sytuacją na rynku energii. Rozwój odnawialnych źródeł energii wraz z coraz większym zainteresowaniem nimi może sprzyjać zwiększeniu ich występowania w szczególności na terenach wiejskich. Jeżeli na danym terenie występują dogodne warunki przyrodnicze do budowy i eksploatacji takich źródeł, to warto zastanowić się nad ich wykorzystaniem. Należy też rozważać inwestycje w magazyny energii, które pozwoliłyby znacznie ograniczyć zmiany produkcji ze źródeł odnawialnych spowodowane zmiennymi warunkami atmosferycznymi. Nie wszystkie kraje Unii Europejskiej są jednomyślne w sprawie konieczności rozwijania obecnie inteligentnych sieci. Niektóre zakładają konieczność ich budowy w wersji kompletnej, inne starają się minimalizować koszty wdrożenia, wybierając te elementy systemu, które przynoszą najwięcej korzyści przy stosunkowo niewielkim koszcie. Są również kraje, np. Włochy, gdzie oprócz instalacji u każdego odbiorcy energii elektrycznej inteligentnych liczników, w praktyce nie robi się nic więcej w zakresie budowy kompletnego systemu inteligentnych sieci. Polska jest obecnie w początkowej fazie wdrożeń, jest więc szansa, aby proces ten odbywał się zgodnie z ideą zrównoważonego rozwoju. Wydaje się, że przedstawione problemy wymagają przyjęcia konkretnych strategii dla rozwoju kraju, nie tylko w dziedzinie energetyki odnawialnej. Stajemy przed nowymi wyzwaniami i wręcz fundamentalnymi zmianami w zasadach funkcjonowania Krajowego Systemu Energetycznego. Zmierzanie w kierunku budowy sieci inteligentnych, a szczególnie budowy dużej liczby źródeł odnawialnych, mocno zmieni potrzeby inwestycyjne w odniesieniu do sieci energetycznych. Może też mieć znaczący wpływ na sektor wydobywczy, zmniejszając popyt na paliwa kopalne. Bibliografia 1. Alves-Pereira M., Castelo B., Wind Turbine Noise, In-Home Wind Turbine Noise Is Conducive to Vibroacoustic Disease [w:] Second International Meeting on wind turbine Noise, Lyon, 2007. 2. Analiza skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego

109

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 97–104

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 97–104. When referring to the article please refer to the original text. PL

opomiarowania, Minister Gospodarki, Warszawa 2013. 3. Baczyński D. i in., Mikrosieci niskiego napięcia, Warszawa, 2013. 4. Bil J., Ceny węzłowe jako mechanizm zarządzania ograniczeniami w systemie elektroenergetycznym, Biuletyn URE 2005, nr 6. 5. Billewicz K., Smart metering – Inteligentny system pomiarowy, Warszawa 2011. 6. Billewicz K., Skuteczność DSR – między bodźcem a reakcją, Przegląd Elektrotechniczny 2012, nr 09a, s. 308–314. 7. Borenstein S., Jaske M., Rosenfeld A., Dynamic Pricing, Advanced Metering and Demand Response in Electricity Markets, Univeristy of California Energy Institute, Center for the Study of Energy Markets, 2002. 8. Ekologia.pl [online], http://biznes. ekologia.pl/energetyka/gminy-samowystarczalne-energetycznie,11726.html [dostęp: 22.01.2016]. 9. Falkowski D., Noske S., Helt P., Monitorowanie, pomiary w sieciach inteligentnych – projekt pilotażowy Smart Grid na Półwyspie Helskim, VI Konferencja Naukowo-Techniczna „Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych”, Ossa k. Rawy Mazowieckiej, 7–8 maja 2014. 10. Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce, PWC, maj 2011. 11. Hajduk S., Planowanie elektrowni wiatrowych jako element zrównoważonego rozwoju na poziomie lokalnym, Ekonomia i Środowisko 2013, vol. 44, nr 1, s. 177–192. 12. Helt P. i in., Koncepcja systemu ElGrid do optymalizacji pracy i rozwoju rozdzielczych sieci energetycznych, Przegląd Elektrotechniczny 2011, nr 2, s. 70–73. 13. Jakobsen J., Infrasound emission from wind turbines, Journal of low frequency noise, vibration and active control 2005, Vol. 23, No. 3, s. 145–155. 14. Klaster 3x20 [online], http://www.klaster3x20.pl/sites/default/ files/klaster3x20pl_38f43b6ff3d336337fc543026a9f0ff9.pd [dostęp: 22.01.2016]. 15. Koprowiak T., Gospodarka niskoemisyjna w praktyce. Doświadczenia gminy Kisielice [online], http://

110

nowamisja-niskaemisja.pl/wp-content/ uploads/2015/03/PLANOWANIEGOSPODARKI-NISKOEMISYJNEJ-WPRAKTYCE-TOMASZ-KOPROWIAK. pdf [dostęp: 22.01.2016]. 16. Lubczyński W., Zachowania odbiorców na przykładzie projektu pilotażowego wdrożenia innowacyjnych taryf, Konferencja „Cyfryzacja sieci elektroenergetycznych”, Warszawa, 13 maja 2014. 17. Łukaszek W., Likwidowanie barier energetycznych ograniczających rozwój obszarów wiejskich i gospodarstw rolnych na przykładzie gmin Sokoły i Tuczępy, XIX Międzynarodowe Targi Techniki Rolniczej AGROTECH, Kielce 2013. 18. Malko J., Zrównoważony rozwój – cele i wyzwania elektroenergetyki, Teoria i praktyka zrównoważonego rozwoju, red. A. Graczyk, Akademia Ekonomiczna we Wrocławiu, Katedra Ekonomii Ekologicznej, Białystok – Wrocław 2007, s. 187–194. 19. Malko J., Wilczyński A., Oszczędne, racjonalne czy efektywne użytkowanie energii elektrycznej, Energetyka 2007, wrzesień 2007 20. Odziaływanie wiatraków [online], http:// www.oddzialywaniawiatrakow.pl/upload/ file/287.pdf, [dostęp: 22.01.2016]. 21. Pawlas K., Wpływ infradźwięków i hałasu o niskich częstotliwościach na człowieka – przegląd piśmiennictwa, Podstawy i Metody Oceny Środowiska Pracy 2009, vol. 60, nr 2, s. 27–64. 22. Pawlas K., Pawlas N., Boroń M., Życie w pobliżu turbin wiatrowych, ich wpływ na zdrowie – przegląd piśmiennictwa, Medycyna Środowiskowa – Environmental Medicine 2012, Vol. 15, No. 4, s. 150–158. 23. Pierpont N., Wind Turbine Syndrome, A Report on a Natural Experiment, Santa Fe 2009, s. 294. 24. Piotrowski P., Analiza statystyczna danych mających wpływ na produkcję energii elektrycznej przez farmę wiatrową oraz przykładowe prognozy krótkoterminowe, Przegląd Elektrotechniczny 2012, vol. 88, nr 3a, s. 161–164. 25. Piotrowski P., Inteligentne cyfrowe liczniki energii elektrycznej jako element systemu

Smart Power Grids – część 1, Elektro.info 2015, vol. 135, nr 6, s. 72–75. 26. Piotrowski P., Kapler P., Inteligentne cyfrowe liczniki energii elektrycznej jako element systemu Smart Power Grids – część 2, Elektro.info 2015, vol. 137, nr 9, s. 86–90. 27. Piotrowski P. i in., Problem narażenia pracowników morskich stacji elektroenergetycznych najwyższych napięć na szkodliwe czynniki oraz działania minimalizujące ryzyko zagrożeń, Medycyna Pracy 2016, nr 1(67), s. 51–72, doi:10.13075/ mp.5893.00320. 28. Por t a l s amorządow y [on line], h t t p : / / w w w. p o r t a l s a m o r z a dow y.pl/gosp o darka-komunalna/ samowystarczalne-energetycznie-gminysa-przyszloscia,63026.html [dostęp: 22.01.2016]. 29. Pultowicz A., Przesłanki rozwoju rynku odnawialnych źródeł energii w Polsce w świetle idei zrównoważonego rozwoju, Problemy Ekorozwoju 2009, vol. 4, nr 1, s. 109–115. 30. War m i ń s ko - Ma z u r s k a Ag e n c j a Energetyczna, http://www.wmae.pl/userfiles/file/Aktualnosci/poradnik_a5.pdf [dostęp: 22.01.2016]. 31. wyborcza.biz, http://wyborcza.biz/biznes/1,101716,15514325,Nowa_elektrownia_ sloneczna_zabija_ptaki.html?disableRedirects=true [dostęp: 22.01.2016]. 32. Związek Gmin Wiejskich Województwa Podlaskiego [online], http://www.zgwwp. org.pl [dostęp: 22.01.2016]. 33. Żmijewski K., Szanse i wyzwania – niskoemisyjna energetyka na obszarach wiejskich, konferencja „Bioenergia na obszarach wiejskich” Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi, Warszawa, 12.05.2014. 34. Program Gospodarki Niskoemisyjnej na terenach wiejskich, red. Żmijewski K., Forum Inicjatyw Rozwojowych na zlecenie Rady Programowej Fundacji Europejski Fundusz Rozwoju Wsi Polskiej, 2014. 35. Sobczak M. i in., Projekt Smart. Pilotażowe wdrożenie innowacyjnych programów redukcyjnych. Raport końcowy, Wrocław, Gliwice 2014.

P. J. Piotrowski et al. | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 97–104

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 97–104. When referring to the article please refer to the original text. PL

Paweł Janusz Piotrowski

dr hab. inż. Politechnika Warszawska e-mail: pawel.piotrowski@ien.pw.edu.pl Absolwent Politechniki Warszawskiej. Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Jego praca doktorska pt: „Optymalizacja regulacji napięć w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych w oparciu o teorię sieci neuronowych” wygrała ogólnopolski konkurs o Nagrodę Promocyjną Siemensa. Uzyskał stopień doktora habilitowanego nauk technicznych w dyscyplinie elektrotechnika (2014). Tytuł monografii habilitacyjnej: „Prognozowanie w elektroenergetyce w różnych horyzontach czasowych”. Jego zainteresowania naukowe dotyczą zagadnień prognozowania na potrzeby elektroenergetyki oraz optymalizacji, zastosowania sztucznej inteligencji w elektroenergetyce, niezawodności zasilania w sieciach komputerowych, systemów AMI oraz problematyki OZE. Autor lub współautor ponad 80 publikacji (artykuły, monografie, podręczniki), 33 referatów na konferencje naukowe oraz 54 opracowań naukowych oraz prac dla przemysłu.

Piotr Helt

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: piotr.helt@ien.pw.edu.pl Wychowanek Politechniki Warszawskiej. Pracuje na swojej macierzystej uczelni, od 2009 roku kieruje Studiami Podyplomowymi „Nowoczesne Metody Analiz w Elektroenergetyce”. Konsultant ds. systemów Smart Grid w firmie Globema sp. z o.o. Obszar zainteresowań zawodowych: systemy informacji geograficznej, w szczególności jej zastosowania w elektroenergetyce, sieci i systemy elektroenergetyczne, przede wszystkim sieci rozdzielcze, metody sztucznej inteligencji i ich wykorzystanie w problemach optymalizacyjnych. Autor wielu artykułów i publikacji na konferencjach krajowych i zagranicznych. Wykonawca wielu prac naukowo-badawczych, grantów i ekspertyz, przede wszystkim w dziedzinie elektroenergetyki.

Piotr Kapler

mgr inż. Politechnika Warszawska e-mail: piotr.kapler@ien.pw.edu.pl Ukończył Wydział Elektryczny Politechniki Warszawskiej, specjalność elektroenergetyka (2011). Obecnie asystent i doktorant w Zakładzie Sieci i Systemów Elektroenergetycznych PW. W pracy naukowej zajmuje się badaniem wzajemnych oddziaływań pomiędzy systemem elektroenergetycznym a indywidualnymi odbiorcami energii elektrycznej, zagadnieniem optymalnego rozpływu mocy oraz cenami węzłowymi.

111

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

Analysis of Technical Possibilities of Photovoltaic and Wind Sources Playing in an Ancillary Service of Frequency and Power Regulation

Authors Mateusz Szablicki Piotr Rzepka

Keywords wind sources, photovoltaic sources, frequency and power regulation, ancillary services

Abstract Together with a growing share of renewable energy sources (RES) in the generation sector of power systems, the interest of power grid operators in the possibilities of their use for regulation purposes is growing. The possibility and level of impact of RES on the frequency and power regulation process are determined by the properties of particular RES. The paper analysed the potential technical possibilities of photovoltaic and wind sources playing a part in an ancillary service of frequency and power regulation. Technical restrictions conditioning the availability of this service were specified.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016409

Introduction The expected high level of saturation in the generation sector of European power systems with renewable energy sources may necessitate significant changes in the way power grid operators employ their regulation capabilities. It is foreseen that the changes will in particular concern RES admission to participate in the frequency and active power regulation process. So far in the Polish Power System such an ancillary service provision involved only the conventional generation sources categorised as the centrally dispatched generation units (CDGUs). However, it is anticipated that in the near future such a method of frequency and power control may not be sufficient. This is dictated by the observed development tendencies of the power system’s generation sector, in particular: • gradual decommissioning of conventional generation sources • development of conventional generation sources with ever higher rated power • connection of many distributed RES installations. The observed development direction of power system’s generation sector is affected primarily by political, social and environmental factors. This leads to increasingly widespread withdrawal from the operation of conventional generation sources. Those results in a reduction in the number of these sources and the total capacity installed there. Thus, the regulation capabilities available in the power system are also reduced. Worse, the few capital expenditure projects in the area of conventional generation sources are characterised with higher and higher rated capacities. Such a concentration of power in individual sources 112

contributes to a significantly increased risk of sudden loss of a large part of the available frequency and active power regulation capability in the event of such a source’s outage. At the same time observed and forecast is a further significant increase in the number and the total installed capacity of renewable energy sources. This leads to an increase in the previously “unregulated” part of the power system’s generation sector. This change in the power system’s generation sector structure associated with the increasing number of connected renewable energy sources may imply the need for new means to increase the power system’s frequency and power regulation capabilities. One such means may be the RES sources themselves. However, the feasibility and potential of their impact on frequency and power control are determined, above all, by their technology. RES technology is one of the factors that determine these sources’ performance in the power system’s operating states that accompany the frequency changes arising in consequence of distortion of the balance of active powers generated and consumed in the system.

1. “Natural” RES performance at a frequency disturbance in power system RES technology is a broad set of features conditioned, among other things, by the presence or absence of rotating elements, structure of power output from the source, design of converter systems, structure and parameters of mechanical and electrical control systems. The adopted RES technology determines, among other things, technical limitations and control criteria and

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

methods. Thus, the adopted RES technology also determines the qualitative and quantitative scope of the RES source’s potential impact on frequency and power. In addition, power system operators’ requirements specify the expected active power regulation modes only for selected RES technologies. This leads to distinct characteristics of their technology from the point of view of their performance in the situation of a power system frequency disorder arising due to imbalance between active powers generated and consumed in the system. This paper focuses on the RES technologies with the largest share in the overall generation predicted in Poland and Europe. These considerations refer to the wind and photovoltaic sources.

1.1. “Natural” inertial response of wind sources The natural inertial response of a wind source to a change in the power system’s operating regime, which is accompanied by imbalance between the generated and consumed active powers, should be considered for its operation in the normal RES operating mode, i.e. MPPT Maximum Power Point Tracking. It is a mode of unconstrained operation according to the weather conditions, which seeks to maximize the active power output for the current wind conditions. The performance of a wind source in the MPPT mode depends on whether there is a surplus or shortage of the power generated in the system [1, 2]. In the event of power imbalance manifested by the active power generation shortage a wind source’s natural response is determined by the source’s technical limitations. Generally, as compared to conventional generation sources, wind sources feature lower mechanical inertia in the response to system frequency changes [3]. Therefore, in such a power system operating regime the active power generated by wind sources is primarily due to the current weather conditions and the sources are not able to provide an ”injection” of additional active power that would be needed to improve the power balance in the system and to reduce the scale frequency decline magnitude. Whereas in the event of power imbalance manifested by the active power generation surplus a wind source’s natural response is a reduction of the source’s technical active power output. The active power’s “downward adjustment” range and dynamics are

determined by the source’s pre-set control parameters. The standard static characteristic of a wind source’s active power output reduction in response to frequency increase is shown in Fig. 1. The default active power reduction rate is assumed at 5% of the source’s rated capacity per second for its entire active power output range (for a single source). For a wind source in the form of wind farms it is recommended that each component source shall be capable of active power reduction at a rate of at least 5% of its rated capacity per second in the range of 100–40% of its power output [4].

1.2. “Natural” inertial response of photovoltaic sources The same way as for wind sources, a photovoltaic source’s natural inertial response to a change in the power system’s operating regime, which is accompanied by imbalance between the generated and consumed active powers also should be considered for its operation in the MPPT mode. It is the mode of photovoltaic source operation, which seeks to maximize the active power output for the current sunlight conditions. Then the performance of a photovoltaic source depends on whether there is a surplus or shortage of the power generated in the system [5, 6]. In the event of power imbalance manifested by the active power generation shortage a photovoltaic source’s natural response is determined by the source’s technical limitations. Generally, compared to conventional generation sources, photovoltaic sources feature a lack of mechanical inertia in the response to system frequency changes. Therefore, in such conditions SEE active power generated by photovoltaic sources is primarily due to the current meteorological conditions and sources are not able to provide “injection” of additional active power that would be desirable to improve the balance of power in SEE and reduce the scale of decline in the value of the frequency. However, In the event of power imbalance manifested by the active power generation surplus a photovoltaic source’s natural response is a reduction of the source’s technical active power output. The active power’s “downward adjustment” range and dynamics are determined by the source’s pre-set control parameters. In the event of power imbalance leading to a significant increase in the system frequency a photovoltaic source’s natural response can even be its outage [6].

Fig. 1. Standard static characteristic of a wind source’s active power output reduction in response to frequency increase [4] ( output capacity for the current weather condition)

– wind source’s 113

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

2. Operating conditions of power system with RES sources at frequency disturbance Photovoltaic and wind sources’ technology properties, which impose technical restrictions in the form of a lack of, or low, mechanical inertia, strongly influence the system’s performance at a frequency disturbance. It is dictated by these sources’ small (for wind sources) or zero (for photovoltaic sources) share in the power system’s inertia. Inertia is defined as the total kinetic energy stored in all elements of rotating generation sources synchronously connected to the power system. It is a parameter that reflects the system’s ability to recover a pre-set frequency disturbed after the disturbance. Inertia is an important determinant of the rate of frequency’s change, which in turn translates to the magnitude of its deviation from its level before the disturbance. However, the inertia (as well as power system’s frequency stability) depends, among other things, on the generation source technologies’ distribution characteristic for the power system [1]. Consequently, for the same power balance disturbance level in two power systems, the frequency deviation is usually smaller in the system with the higher inertia (the system with a large share of sources with considerable mechanical inertia) than in the system with the lower inertia (the system with a large share of sources with low mechanical inertia). Thus, the development trends observed in the Polish Power System’s generation sector characterized in the introduction, suggest that the system inertia will decrease. Then, in the event of grid events leading to the sudden shut-down of generation sources and the sudden loss of part of the active power generated in the system, the frequency will reach a higher minimum (lower value), and the initial rate of frequency change will be higher than in the power system with the current structure of its generation sector, based primarily on conventional generation sources [7]. In general, a generation source’s emergency shut-down usually leads to a deficit of the active power input to the system below its demand (active power consumption), and – as a result – such a grid event results in a frequency reduction. In turn, a load’s emergency shut-down usually leads to an excess of the active power input to the system over its demand (active power consumption), and – as a result – such a grid event results in a frequency increase. A grid event may involve a single power system component network (generation source, load), or a set of components. This determines the scale of the event’s impact on frequency change. Thus, it is expected that a frequency change will increases with increasing imbalance between the active powers generated and consumed in the power system [8]. The power imbalance is also one of the frequency change rate determinants. This is described by equation (1) [9]: (1) where: – rated system frequency, – active power imbalance in the system, – effective electromechanical constant of the system. Active power imbalance in the system is determined as the quotient of the difference between the active power currently generated in the system and the active power currently 114

Source technology

Output power [MV A]

Inertia constant [s]

Large steam turbine

200–500

5–8

Large steam turbine

160–300

7–8

Small steam turbine

25–80

2–5

Wind source

2–3.5

Tab. 1. Typical inertia constants of generation sources (developed on the basis of [10])

consumed in the system

and the power

– equation (2):

(2) The effective electromechanical constant is determined for a power system after the formula (3): (3) where: – effective load suppression constant in the system, – effective inertia constant in the power system (often called the resultant inertia). Effective inertia of a power system with known structure ( – number of generation sources) and parameters ( – inertia constant of source ; – active power of source ) is described by the equation (4): (4) Listed in Tab. 1 are the inertia constants for various generation source technologies. Their comparison shows that the inertia constant of RES (represented in the table by wind sources) is significantly lower compared to conventional sources. The problem of power system’s inertia reduction upon RES connection is illustrated in Fig. 2 for a system with total capacity of 1000 MW and various shares of wind sources (100–500 MW). The disruption that imbalanced the system power was a sudden shut-down (at 0 s of the simulation) of a 100 MW conventional generation source. The lower frequency limit was assumed at 48 Hz. Only for the scenarios in which the wind sources power did not exceed 300 MW, the maximum change in frequency caused by the disruption did not go beyond the assumed 48 Hz limit. For other scenarios of the generation source technology distribution in the system (wind generation’s share increase over 30% of the system’s installed capacity) the deviation and rate of the frequency change were higher. The simulation results shown in Fig. 2 indicate that the growing RES share in a system’s generation sector leads to the system’s lower inertia so far “stockpiled” almost exclusively in the rotating masses of conventional generation sources. For the system shown in Fig. 2 the ratio of the system inertia in scenario 3 (aggregate wind generation output 500 MW) and the system inertia in scenario 1 (aggregate wind generation output 100 MW) is 0.59. So significant reduction in the system inertia is due to the considerably lower inertia constant of wind

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

Fig. 2. Comparison of system frequency responses to shut-down of a conventional generation source in power systems with various shares of wind generation; aggregate wind generation output, where: 1 – 100 MW, 2 – 300 MW, 3 – 500 MW (developed on the basis of [10])

sources compared with conventional sources. These results in an increase in the rate and amplitude of the frequency change during the disturbance of the balance between the active powers generated and consumed in the power system. This applies even to large systems [11, 12]. This leads to the use of additional means to support conventional generation sources in the frequency and power regulation. Such means may be photovoltaic and wind the sources. Their use is determined by the possibilities of participation in the regulation process in the power system.

3. Technical possibilities of RES participation in frequency and power regulation 3.1. Use of wind sources to adjust frequency and power in power system As standard the restriction-less MPPT mode is activated in wind sources (in this mode the wind source active power output depends only on the current wind conditions). Then the active power generation’s control aims at its maximum output. In this operating mode wind sources can be involved in the frequency regulation only while frequency increases. By reducing its active power output, a wind source can affect the frequency reduction. However, the upward frequency adjustment accomplished by power output increase is not available in this wind source operating mode. The reason is that no source can output more electricity than its input of wind energy. In order to use a wind source for the bidirectional frequency regulation, its active power output should be intentionally reduced below that achievable in the current wind conditions. One of the first wind sources, for which the frequency and power adjustment rules were formulated, and then an appropriate regulator was developed that would allow for bidirectional frequency regulation, was Danish wind farm Horns Rev [13, 14]. This source can participate in the frequency regulation if operates with a limited active power output. The adopted regulation rules are schematically shown in Fig. 3. Two operating modes of a wind source with an output limit were defined: mode A (active power output limited by a fixed maximum), and mode B (active

power output limited by a fixed margin over the output achievable in the current wind conditions). The regulation rules adopted for a wind source allow for its full participation in the frequency regulation, if the source operates in the limited active power output mode. This allows an intervention by way of the “injection” of additional active power from a wind source to a power system upon power imbalance in the system leading to a frequency reduction. It is shown in [15] that in most grid situations the margin sufficient for the operating mode B amounts to 5%. However, it appears that a greater wind source impact on the frequency control process is obtained for an output margin in the order of 20%. The greater the margin, the greater the possibility of intervention support for the power system in terms of power balancing and the greater impact on the frequency. It should be noted that the maximum possible “injection” of additional active power is equal to the difference between the current output and the output resulting from the wind conditions or the source’s rated parameters. Thus, the disadvantage of the wind source operation in mode B are the high possible dynamics of the “injected” additional active power depending on the constantly changing wind conditions.

3.2. Use of photovoltaic sources to adjust frequency and power in power system Also photovoltaic sources can be useful in the process of frequency and power control. But it is not widely used by of power grid operators. Part of the active power deficit in a system resulting from an occurrence of the power imbalance could be set off with an “injection” to the grid of additional active power coming from a photovoltaic source. However, the availability of the additional active power forced by the “upward” adjustment of a source’s active power output is conditioned by the source’s operation before the disturbance with limited output (active power output less than can be achieved in the current meteorological conditions). The resulting power margin could be used to set off the power deficit in the system and the photovoltaic source’s participation in the upward frequency adjustment process implemented by increasing the source’s active power output with decreasing frequency (according to a pre-set 115

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

Fig. 3. Wind source operating modes capable of the bidirectional frequency and power adjustment (wind source operation in the limited output mode illustrated for the interval between 12–21 hours)

Fig. 4. Illustration of the use of a photovoltaic source to adjust the frequency by downsizing the sources’ active power output

regulation droop). An example of change in a photovoltaic source’s active power output upon a change in the grid operating conditions leading to a change in the frequency is shown in Fig. 4. It is noted, however, that a photovoltaic source’s active power output increase, and hence also its potential impact on the “upward” frequency adjustment, are not possible in the source’s standard operating mode. Typically, RES sources operate in the restriction-less mode (MPPT), in which the active power output equals to the maximum achievable in the current weather conditions. Then a photovoltaic source can possibly be used only to adjust the frequency and power “downward”, i.e. to reduce them by appropriate setting of the source’s controls or disabling some of its photovoltaic panels. It is concluded that photovoltaic sources can be used to support the frequency and power regulation in power system through the deployment of appropriate regulation and supervision systems (the same way as for wind sources), with which power grid so operators could manage these sources’ operating conditions (such as mode of operation, active power margin at the source’s intervention operation). It is emphasized that a photovoltaic sources’ achievable output power is strongly dependent on the current meteorological conditions, including the season, time of day etc. The result is that it appears that from the point 116

of view of such sources’ impact on the frequency and power control process that a far better solution would be the use of photovoltaic sources cooperating with energy storages, which would constitute a “reserve capacity” in the event of a disruption in the power balance in the Polish Power System, regardless of the sources’ active operating mode.

3.3. Availability of frequency and power control in RES sources Frequency regulation service consists in the follow-up frequency control and the change in the source’s active power output if the frequency differs from the expected level (including the regulators’ deadband). In the ideal case, the dependence of a RES active power output on the frequency should “imitate” the static characteristics of the synchronous generators of conventional generation sources, i.e. increasing power while reducing frequency and reducing power while increasing frequency. However, for the RES technologies discussed here the active power regulation in either direction (active power output downsizing – downward adjustment, active power output upsizing – upward adjustment) is not unconditionally available. The RES active power regulation’s conditionality is dictated primarily by technical and regulatory constraints. The active

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

power output of a wind source or a photovoltaic source depends on both the current meteorological conditions (technical constraint), and the source’s operating mode set by the power system operator, which conditions the way of its active power output’s control (regulatory constraint). In the standard mode of RES operation, i.e. the restriction-less mode (MPPT), according to the weather conditions – the aim is to maximize the power output in the current wind conditions (for wind sources) or the current sunlight conditions (for photovoltaic sources). Thus, only the “downward” active power adjustment can be then considered in order to reduce the active power output. The “upward” adjustment and possible increase in the active power output are unavailable due to technical constraints of the wind and photovoltaic generation technologies – no more electricity can be “drawn” from a wind source or a photovoltaic source than the energy of the wind driving the wind source or the sunlight energy processed by the photovoltaic source. For the mode of RES operation with limited active power output (a source for the intervention use by the power system operator) the active power output is less than that achievable in the current weather conditions. This allows you the source’s active power output adjustment in either directions, “upwards” and “downwards” alike. Thus, for the “upward” regulation an “injection” is possible of additional active power to the power grid, in particular desired at disturbance conditions leading to imbalance of

Photovoltaic sources

Wind sources

RES technology

the active powers generated and consumed in the Polish Power System. The available options of RES active power output adjustment are summarized in Tab. 2. The technical constraints of RES sources’ active power adjustment determine their impact on the frequency regulation process. The details presented in Tab. 2 indicate that only the “downward” frequency regulation is potentially and with no constraints available, i.e. the impact on the frequency reduction by downsizing the RES active power output (“downward” active power output adjustment). This approach is also sanctioned by regulations [4] (refers to wind sources only) – at frequency range 50,5–51,5 Hz the wind sources active power output must be reduced linearly with increasing frequency. Any further increase in the frequency leads to the wind source’s shut-down, although conventional generating sources must still be connected to the Polish Power System. In contrast, the “downward” frequency regulation, i.e. the impact of increased frequency by upsizing the RES active power output is, as a standard, not available. This is dictated by the technical constraints of the “upward” active power output adjustment (for the usual mode of RES active power output adjustment and its restriction-less operation, depending solely on the actual conditions of wind or sunshine, no such source can provide an “injection” of additional active power) and regulatory constraints dictated by the current regulatory provisions [4] (for wind sources

Mode of RES operation (active power output adjustment)

Technical constraints

Available active power control

Restriction-less operation, according to the current wind conditions

Active power output equal to the maximum at "Downward" adjustment – available the current wind speed "Upward" adjustment – unavailable

Operation with limited active power output

None

Restriction-less operation, according to the current sunlight conditions

Active power output equal to the maximum at "Downward" adjustment – available the current sunlight "Upward" adjustment – unavailable

Operation with limited active power output

None

"Downward" adjustment – available "Upward" adjustment – available

Tab. 2. Overview of technically available options of RES active power output adjustment

Photovoltaic sources

Wind sources

RES technology

Mode of RES operation (active power output adjustment) Restriction-less operation, according to the current wind conditions

Operation with limited active power output Restriction-less operation, according to the current sunlight conditions Operation with limited active power output

Possibility to participate in frequency regulation

Impact on frequency regulation process

"Downward" adjustment – available

Beneficial in frequency range up to 51.5 Hz. Non beneficial in frequency range above 51.5 Hz (resulting from provisions [4])

"Upward" adjustment – unavailable

Non beneficial

"Downward" adjustment – available

Beneficial

"Upward" adjustment – available

Beneficial

"Downward" adjustment – available

Beneficial (no detailed regulations [4])

"Upward" adjustment – unavailable

Non beneficial

"Downward" adjustment – available

Beneficial

"Upward" adjustment – available

Beneficial

Tab. 3. Overview of technically available options of RES active power output adjustment 117

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

the smallest possible active power downsizing is required while reducing the frequency, and not its upsizing, which would be desirable to support the frequency increase). Potentially the “upward” frequency regulation, i.e. the impact on frequency increase by upsizing the RES active power output is available when the source operates in the mode with limited active power output. This mode is permitted by regulations [4], if the source is intended for the intervention use by the power system operator. Then the active power output is less than can be achieved in the current weather conditions. If necessary, it allows one to increase a source’s active power output, and – therefore – the source’s share in the “upward” frequency regulation. The RES impact on the frequency regulation process is shown in Tab. 3. Categorised as RES beneficial impact on the frequency regulation process is the possibility of active power such regulation of by these sources, which is adequate to the frequency change (“downward” frequency regulation – impact on the source’s power output downsizing in order to limit the frequency increase, “upward” frequency regulation – impact on the source’s power output upsizing in order to limit the frequency decrease).

4. Conclusions Along with the increase in renewable energy sources’ share in power systems’ generation sector grows power grid operators’ interest in their availability for regulation purposes. Analyses of the availability and the active power and frequency regulation capacity of photovoltaic sources and wind sources have shown that RES participation in the power and frequency regulation service is technically possible. So far in the Polish Power System this ancillary service was provided with the use of conventional generation sources using only. However, the possibility and level of the possible RES impact on the process of frequency and power regulation in power system are determined primarily by the source’s active operating mode. The standard, restriction-less mode of RES operation (MPPT) seeks to maximize the power output in the current weather conditions. Hence, only the “downward” frequency regulation can be available, i.e. the impact on the frequency reduction by downsizing the RES active power output (“downward” active power output adjustment). Whereas for the RES operation with limited active power output its actual active power output is less than that achievable in the current weather conditions. This allows to adjust a source’s active power output – and thus also the source’s contribution to the frequency regulation – either directions, “upward” and “downward” alike. Thus, for the “upward” regulation an “injection” is possible of additional active power to the power grid, in particular desired at disturbance conditions leading to imbalance of the active powers generated and consumed in the Polish Power System. RES operation with limited active power output requires artificial downsizing its active power output to the grid. This prevents full utilization of the source’s capacity available in the current weather conditions. Therefore, it is concluded that the regulatory sanctioning of the mode of RES operation with limited active power output should be supported by a bonus for the RES owners or operators who choose to provide the ancillary service 118

of power and frequency regulation. Such a bonus may be, for instance, a fee for the readiness to provide the service and its availability. It is emphasized that in the light of the observed development trends in power systems’ generation sector manifested by growing RES penetration and increasingly widespread decommissioning of conventional generation sources, the considerations about the possibility of using RES for regulation purposes in power systems gain special significance. It should be noted that although typically the unit power of an RES source is not large and a single source may be of negligible importance, still proper coordination of the adjustment of their larger numbers may have a significant impact on power system’s operating conditions. REFERENCES

1. Z. Lubośny, “Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym” [Wind farms in the power system], Warszawa 2009. 2. T. Lerch, “Stany dynamiczne elektrowni wiatrowej z maszyną indukcyjną dwustronnie zasilaną” [Dynamic states of wind power plant with doubly-fed induction machine], Ph.D. thesis, AGH University of Science and Technology in Kraków, 2010. 3. E. Muljadi et al., “Understanding Inertial and Frequency Response of Wind Power Plants”, IEEE Symposium on Power Electronics and Machines in Wind Applications, Denver, July 2012. 4. “Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej PSE-Operator” [Transmission grid code], PSE SA, 2014. 5. Y.T. Tan, “Impact on the power system with a large penetration of photovoltaic generation”, Ph.D. thesis, The University of Manchester Institute of Science and Technology, 2004. 6. “Przewodnik planowania” [Planing Guide], Sunny Tripower 60. SMA Solar Technology AG, 2015. 7. A. Ulbig, T.S. Borsche, G. Andersson, “Impact of Low Rotational Inertia on Power System Stability and Operation”, Proceedings of the 19th IFAC World Congress, 2014. DOI: 10.3182/20140824-6-ZA-1003.02615. 8. A. Halinka, P. Rzepka, M. Szablicki, “Systemy automatyki częstotliwościowego odciążania i bilansowania mocy czynnej obszarów sieciowych” [Systems of automatic frequency active power load shedding and balancing in grid areas], Przegląd Elektrotechniczny, No. 8 (90), 2014. 9. Klimpel A., “Odciążanie jako ostateczny środek obrony KSE” [Load shedding as the ultimate national power system defense], Elektroenergetyka, No. 3–4 (13–14), 2012. 10. H. Klempke et al., “Impact of High Wind Generation Penetration on Frequency Control”, Universities Power Engineering Conference (AUPEC), 2010. 11. J. Machowski, J.W. Białek, J. Bumby, “Power System Dynamics: Stability and Control”, John Wiley & Sons, 2008. 12. J. Machowski, “Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego” [Power system adjustment and stability], Publishing House of the Warsaw University of Technology, Warszawa 2007. 13. P. Sorensen et al., “Modeling of Wind Farm Controllers”, EWEC 2006, Athens.

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | 112–119

14. P. Christiansen, “The Horns Rev Offshore Project – Wind Farm main Controller”, Billund, 2004. 15. M. Wang-Hansen, Josefsson R., Mehmedovic H., “Frequency Controlling Wind Power Modelling of Control Strategies”, IEEE Transactions on Sustainable Energy, No. 4, 2013.

Mateusz Szablicki Silesian University of Technology / PSE Innowacje sp. z o.o. e-mail: mateusz.szablicki@polsl.pl Research assistant at the Institute of Power Engineering and Control Systems of the Silesian University of Technology in Gliwice, principal consultant at PSE Innowacje sp. z o.o. He deals with issues associated with power automation solutions for function and configuration-wise complex grid systems (including multi-agent systems, synchronous measurements, smart grids) as well as modelling and simulation of the operating conditions of power facilities (especially electromagnetic transients).

Piotr Rzepka Silesian University of Technology / PSE Innowacje sp. z o.o. e-mail: piotr.rzepka@polsl.pl Assistant professor at the Institute of Power Engineering and Control Systems of the Silesian University of Technology in Gliwice, principal consultant at PSE Innowacje sp. z o.o. He deals with issues related to, among other things, modelling of fault states in power systems, the operation of power automation systems (including system and protection automation) and determination of the impact of distributed sources on the power automation systems’ performance.

119

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 112–119

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–119. When referring to the article please refer to the original text. PL

Analiza możliwości technicznych uczestnictwa źródeł fotowoltaicznych i wiatrowych w usłudze systemowej regulacji częstotliwości i mocy Autorzy

Mateusz Szablicki Piotr Rzepka

Słowa kluczowe

źródła wiatrowe, źródła fotowoltaiczne, regulacja częstotliwości i mocy, usługi systemowe

Streszczenie

Wraz z rosnącym udziałem odnawialnych źródeł energii (OZE) w sektorze wytwórczym systemów elektroenergetycznych wzrasta zainteresowanie operatorów sieci elektroenergetycznych możliwościami ich wykorzystania do celów regulacyjnych. Możliwość i poziom oddziaływania OZE na proces regulacji częstotliwości i mocy są determinowane własnościami poszczególnych OZE. W artykule dokonano analizy potencjalnych możliwości technicznych uczestnictwa źródeł fotowoltaicznych i źródeł wiatrowych w usłudze systemowej regulacji mocy i częstotliwości. Określono ograniczenia techniczne warunkujące dostępność tej usługi.

Wstęp Spodziewany wysoki poziom nasycenia sektora wytwórczego europejskich systemów elektroenergetycznych (SEE) odnawialnymi źródłami energii (OZE) może wymusić konieczność znacznych zmian w sposobie korzystania przez operatorów sieci elektroenergetycznych z możliwości regulacyjnych tych źródeł. Przewiduje się, że zmiany w szczególności będą dotyczyć dopuszczenia OZE do udziału w procesie regulacji częstotliwości i mocy czynnej. Dotychczas w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) taka usługa systemowa była realizowana wyłącznie przy użyciu konwencjonalnych źródeł wytwórczych, które określa się jako jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD). Jednak przypuszcza się, że w niedalekiej przyszłości taki sposób prowadzenia regulacji częstotliwości i mocy może być niewystarczający. Jest to podyktowane obserwowanymi tendencjami rozwojowymi sektora wytwórczego SEE, w szczególności: • stopniowym wycofywaniem z eksploatacji konwencjonalnych źródeł wytwórczych • budową konwencjonalnych źródeł wytwórczych o coraz większej mocy znamionowej • przyłączaniem wielu rozproszonych instalacji OZE. Obserwowany kierunek rozwoju sektora wytwórczego SEE jest kształtowany przede wszystkim względami politycznymi, społecznymi i środowiskowymi. Prowadzi to do coraz powszechniejszego wycofywania się z wykorzystywania konwencjonalnych źródeł wytwórczych. W efekcie skutkuje to zmniejszaniem się liczby i poziomu sumarycznej mocy zainstalowanej w tych źródłach. Tym samym następuje ograniczenie dostępnych w SEE możliwości regulacyjnych częstotliwości i mocy. Co gorsza, nieliczne inwestycje prowadzone dla konwencjonalnych źródeł wytwórczych wskazują, że budowane źródła charakteryzują się coraz wyższym poziomem mocy znamionowej. Taka jednostkowa koncentracja mocy przyczynia się do znacznego

120

zwiększenia ryzyka nagłej utraty dużej części dostępnych możliwości regulacyjnych częstotliwości i mocy w sytuacji wyłączenia takiego źródła. Jednocześnie obserwuje się i prognozuje dalszy znaczny wzrost liczby i poziomu sumarycznej mocy zainstalowanej OZE. Prowadzi to do zwiększenia dotychczas „nieregulowanej” części sektora wytwórczego SEE. Przedstawiona zmiana struktury sektora wytwórczego SEE, związana z coraz liczniejszym przyłączaniem OZE, może implikować konieczność stosowania nowych środków, które zwiększą możliwości regulacyjne częstotliwości i mocy w SEE. Jednym z takich środków mogą być same OZE. Jednak możliwość i potencjał wpływania OZE na kształtowanie częstotliwości i mocy są determinowane przede wszystkim ich technologią. Technologia OZE to jeden z czynników, które określają zachowanie się tych źródeł w stanach pracy SEE towarzyszących zmianom wartości częstotliwości powstałym w następstwie zaburzenia bilansu mocy czynnej generowanej i pobieranej w SEE. 1. „Naturalne” zachowanie się OZE podczas zaburzeń częstotliwości w SEE Technologia OZE to szeroki zbiór cech warunkowanych, m.in.: obecnością lub brakiem elementów wirujących, strukturą toru wyprowadzania mocy ze źródła, budową układów przekształtnikowych, strukturą i parametrami mechanicznych i elektrycznych układów regulacji. Przyjęta technologia OZE narzuca m.in. ograniczenia techniczne, kryteria i metody regulacji. Tym samym zastosowana technologia OZE determinuje również ilościowy i jakościowy zakres potencjalnego oddziaływania źródła na wartość częstotliwości i mocy. Dodatkowo wymagania operatorów systemów elektroenergetycznych precyzują oczekiwane tryby regulacji mocy czynnej jedynie dla wybranych technologii OZE. Skłania to do odrębnej charakterystyki ich technologii z punktu widzenia zachowania się tych źródeł w sytuacji zaburzeń częstotliwości w SEE powstałych w następstwie

zaburzenia bilansu mocy czynnej generowanej i pobieranej w SEE. W niniejszym artykule skupiono się na technologiach OZE, dla których prognozuje się największy udział w sektorze wytwórczym SEE w Polsce i Europie. W rozpatrywaniach ujęto źródła wiatrowe (ZW) i źródła fotowoltaiczne (ZF). 1.1. „Naturalna” odpowiedź inercyjna źródeł wiatrowych Naturalną odpowiedź inercyjną źródeł wiatrowych na zmianę warunków pracy SEE, której towarzyszy zaburzenie bilansu mocy czynnej generowanej i pobieranej, należy rozpatrywać dla ZW pracujących w standardowym trybie pracy OZE, tj. w trybie MPPT (ang. Maximum Power Point Tracking). Jest to tryb pracy bez ograniczeń, odpowiednio do warunków meteorologicznych, w którym dąży się do maksymalizacji generacji mocy czynnej dla aktualnych warunków wiatrowych. W trybie MPPT zachowanie się ZW zależy od tego, czy w SEE wystąpił nadmiar lub niedomiar mocy generowanej [1], [2]. W sytuacji zaburzenia bilansu mocy objawiającego się niedomiarem mocy czynnej generowanej w SEE naturalna odpowiedź ZW jest determinowana ograniczeniem technicznym źródeł wiatrowych. Uogólniając, na tle konwencjonalnych źródeł wytwórczych źródła wiatrowe wykazują niewielką bezwładność mechaniczną w odpowiedzi na zmiany częstotliwości w SEE [3]. Dlatego w takich warunkach pracy SEE wartość mocy czynnej generowanej przez ZW wynika przede wszystkim z aktualnych warunków meteorologicznych i źródła te nie są w stanie zapewnić „zastrzyku” dodatkowej mocy czynnej, która byłaby pożądana dla poprawy zbilansowania mocy w SEE i zmniejszenia skali spadku wartości częstotliwości. Natomiast w sytuacji zaburzenia bilansu mocy objawiającego się nadmiarem mocy czynnej generowanej w SEE naturalną odpowiedzią ZW jest redukcja generacji mocy czynnej. Skala i dynamika regulacji mocy czynnej „w dół” są determinowane ustawionymi parametrami układu regulacji źródła. Standardową charakterystykę statyczną redukcji generacji mocy czynnej ZW przy

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 112–119

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–119. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 1. Standardowa charakterystyka statyczna korekcji mocy czynnej źródła wiatrowego przy wzroście częstotliwości – zdolność wytwórcza ZW dla aktualnych warunków wiatrowych) [4] (

wzroście częstotliwości przedstawiono na rys. 1. Jako wartość domyślną tempa zmniejszania mocy czynnej przyjmuje się 5% mocy znamionowej źródła na sekundę dla całego zakresu mocy czynnej źródła (dotyczy pojedynczego źródła). Dla źródeł wiatrowych w postaci farm wiatrowych zaleca się, aby każde składowe źródło było zdolne do redukcji mocy czynnej z szybkością nie mniejszą niż 5% mocy znamionowej na sekundę w zakresie 100–40% mocy generowanej [4]. 1.2. „Naturalna” odpowiedź inercyjna źródeł fotowoltaicznych Identycznie jak dla ZW naturalną odpowiedź inercyjną ZF na zmianę warunków pracy SEE, której towarzyszy zaburzenie bilansu mocy czynnej generowanej i pobieranej, również należy rozpatrywać dla ZF pracującego w trybie MPPT. Jest to tryb pracy ZF, w którym dąży się do maksymalizacji generacji mocy dla aktualnych warunków słonecznych. Wówczas zachowanie się ZF zależy od tego, czy w SEE wystąpił nadmiar lub niedomiar mocy generowanej [5], [6]. W sytuacji zaburzenia bilansu mocy objawiającego się niedomiarem mocy czynnej generowanej w SEE naturalna odpowiedź ZF jest determinowana ograniczeniem technicznym źródeł fotowoltaicznych. Uogólniając, na tle konwencjonalnych źródeł wytwórczych źródła fotowoltaiczne wykazują brak bezwładności mechanicznej w odpowiedni na zmiany częstotliwości w SEE. Dlatego w takich warunkach pracy SEE wartość mocy czynnej generowanej przez ZF wynika przede wszystkim z aktualnych warunków meteorologicznych i źródła te nie są w stanie zapewnić „zastrzyku” dodatkowej mocy czynnej, która byłaby pożądana dla poprawy zbilansowania mocy w SEE i zmniejszenia skali spadku wartości częstotliwości. Natomiast w sytuacji zaburzenia bilansu mocy objawiającego się nadmiarem mocy czynnej generowanej w SEE naturalną odpowiedzią ZF jest redukcja generacji mocy czynnej. Skala i dynamika regulacji mocy czynnej „w dół” są determinowane ustawionymi parametrami układu regulacji źródła. W przypadku zaburzenia bilansu mocy prowadzącego do znacznego zwiększenia wartości częstotliwości w SEE naturalną odpowiedzą ZF może być nawet wyłączenie źródła [6].

2. Warunki pracy SEE z OZE podczas zaburzeń częstotliwości Własności technologii źródeł fotowoltaicznych i wiatrowych, które narzucają ograniczenia techniczne w postaci braku lub niewielkiej bezwładności mechanicznej tych źródeł, silnie wpływają na zachowanie się SEE w sytuacji zaburzeń częstotliwości. Jest to podyktowane niewielkim (dotyczy ZW) lub zerowym (dotyczy ZF) udziałem tych źródeł w inercji SEE. Inercję definiuje się jako sumaryczną energię kinetyczną zgromadzoną we wszystkich elementach wirujących źródeł wytwórczych synchronicznie połączonych z SEE. Jest to parametr, który odzwierciedla zdolność SEE do odbudowania zadanej wartości częstotliwości zachwianej po wystąpieniu zakłócenia. Wartość inercji jest ważną determinantą szybkości zmian wartości częstotliwości, co w konsekwencji przekłada się na skalę jej odchylenia od poziomu występującego w stanie przedzakłóceniowym. Jednak wartość inercji (także stabilność częstotliwościowa SEE) zależy m.in. od rozkładu technologii źródeł wytwórczych charakterystycznego dla danego SEE [1]. Wobec powyższego dla identycznego poziomu zaburzenia bilansu mocy w dwóch SEE odchylenie częstotliwości jest zazwyczaj mniejsze w SEE o dużej inercji (SEE o dużej zawartości źródeł wykazujących znaczną bezwładność mechaniczną) niż w SEE o małej inercji (SEE o dużej zawartości źródeł wykazujących niewielką bezwładność mechaniczną). Tym samym obserwowane tendencje rozwojowe sektora wytwórczego KSE, scharakteryzowane we wstępie, pozwalają przypuszczać, że poziom inercji SEE będzie się zmniejszać. Wówczas, w sytuacji zdarzeń sieciowych prowadzących do nagłego wyłączenia źródeł wytwórczych i nagłej utraty części mocy czynnej generowanej w SEE, częstotliwość osiągnie większe minimum (mniejszą wartość), a początkowa szybkość zmian wartości częstotliwości będzie większa niż w SEE o dotychczasowej strukturze sektora wytwórczego, opartej przede wszystkim na konwencjonalnych źródłach wytwórczych [7]. W ogólności awaryjne wyłączenie źródła wytwórczego zwykle prowadzi do występowania niedomiaru mocy czynnej generowanej w stosunku do zapotrzebowania SEE (moc czynna pobierana) i – w efekcie – takie zdarzenie sieciowe skutkuje zmniejszeniem

wartości częstotliwości. Z kolei awaryjne wyłączenie odbioru zwykle prowadzi do występowania nadmiaru mocy czynnej generowanej w stosunku do mocy czynnej pobieranej i – w efekcie – takie zdarzenie sieciowe skutkuje zwiększeniem częstotliwości. Zdarzenie sieciowe może obejmować pojedynczy element SEE (źródło wytwórcze, odbiór) lub zbiór elementów. Decyduje to o skali oddziaływania zdarzenia na zmianę wartości częstotliwości. Tym samym należy się spodziewać, że zmiana wartości częstotliwości jest tym większa, im większe niezbilansowanie mocy czynnej generowanej i pobieranej w SEE [8]. Poziom niezbilansowania mocy jest również jedną z determinant szybkości zmian częstotliwości. Opisuje to zależność (1) [9]: (1) gdzie: – częstotliwość znamionowa SEE, – zaburzenie bilansu mocy czynnej generowanej i pobieranej w SEE, – zastępcza stała elektromechaniczna SEE. Zaburzenie bilansu mocy czynnej w SEE wyznacza się jako iloraz różnicy mocy czynnej aktualnie generowanej w SEE i aktualnie pobieranej z SEE oraz mocy – zależność (2): (2) Zastępczą stałą elektromechaniczną wyznacza się dla danego SEE, korzystając z zależności (3): (3) gdzie: – zastępcza stała tłumienia odbiorów SEE, – zastępcza stała inercji SEE (zwana często inercją wypadkową). Zastępczą inercję SEE o znanej strukturze ( – liczba źródeł wytwórczych) i parametrach ( – stała inercji -tego źródła; – moc czynna -tego źródła) opisuje zależność (4): (4) W tab. 1 zestawiono wartości stałej inercji dla różnych technologii źródeł wytwórczych. Porównanie zamieszczonych wartości wskazuje, że OZE (reprezentowane w tabeli przez źródła wiatrowe) charakteryzują się znacznie niższą wartością stałej inercji w porównaniu ze stałą inercją konwencjonalnych źródeł wytwórczych. Problem zmniejszania się inercji SEE po przyłączeniu OZE zilustrowano na rys. 2 dla SEE o sumarycznej mocy źródeł wytwórczych 1000 MW, przy różnych udziałach źródeł wiatrowych (100–500 MW). Zakłóceniem powodującym zaburzenie bilansu mocy w SEE było nagłe wyłączenie (w 0 s symulacji) konwencjonalnego źródła wytwórczego o mocy 100 MW. Założono, że dopuszczalna dolna wartość częstotliwości wynosi 48 Hz. Jedynie dla scenariuszy, w których moc źródeł wiatrowych nie przekraczała 300 MW, maksymalna zmiana wartości częstotliwości wywołana

121

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 112–119

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–119. When referring to the article please refer to the original text. PL

Technologia źródła

Moc generatora [MV∙A]

Stała inercji [s]

Duża turbina parowa

200–500

5–8

Duża turbina gazowa

160–300

7–8

Mała turbina gazowa

25–80

2–5

Źródło wiatrowe

2–3,5

Tab. 1. Typowe stałe inercji źródeł wytwórczych (opracowano na podstawie [10])

Rys. 2. Porównanie odpowiedzi częstotliwościowej SEE na wyłączenie konwencjonalnego źródła wytwórczego dla SEE o różnym udziale ZW; sumaryczna moc ZW, gdzie: 1 – 100 MW, 2 – 300 MW, 3 – 500 MW (opracowano na podstawie [10])

rozpatrywanym zakłóceniem nie wykraczała poza przyjęty graniczny poziom 48 Hz. Dla innych scenariuszy rozkładu technologii źródeł wytwórczych w SEE (wzrost udziału ZW ponad 30% mocy zainstalowanej w SEE) odchylenie i szybkość zmian wartości częstotliwości były większe. Wyniki symulacji przedstawione na rys. 2 wskazują, że rosnący udział OZE w sektorze wytwórczym SEE prowadzi do obniżenia inercji SEE dotychczas „gromadzonej” praktycznie wyłącznie w masach wirujących konwencjonalnych źródeł wytwórczych. Dla SEE rozpatrywanego na rys. 2 stosunek wartości inercji SEE dla scenariusza 3 (sumaryczna moc ZW równa 500 MW) i wartości inercji SEE dla scenariusza 1 (sumaryczna moc ZW równa 100 MW) wynosi 0,59. Tak wyraźne obniżenie poziomu inercji SEE jest podyktowane znacznie niższą wartością stałej inercji dla źródeł wiatrowych w porównaniu ze stałą inercją konwencjonalnych źródeł wytwórczych. Skutkuje to wzrostem szybkości i amplitudy zmian częstotliwości podczas zaburzeń bilansu mocy czynnej generowanej i pobieranej w SEE. Dotyczy to nawet dużych SEE [11], [12]. Skłania to do stosowania dodatkowych środków wspomagających konwencjonalne źródła wytwórcze w regulacji częstotliwości i mocy. Środkiem takim mogą być źródła fotowoltaiczne i wiatrowe. Ich wykorzystanie jest determinowane możliwościami uczestnictwa w procesie regulacji w SEE.

(w tym trybie moc czynna generowana przez ZW jest zależna wyłącznie od aktualnych warunków wiatrowych). Wówczas sposób regulacji generacji mocy czynnej jest ukierunkowany na maksymalizację generacji tej mocy. W takim trybie pracy ZW mogą brać udział w regulacji częstotliwości jedynie w sytuacji wzrostu wartości częstotliwości. Poprzez zmniejszenie wartości generowanej mocy czynnej źródło wiatrowe może oddziaływać na zmniejszenie częstotliwości. Natomiast regulacja częstotliwości „w górę”, realizowana przez zwiększanie generacji mocy, jest niedostępna dla tego trybu pracy ZW. Powodem jest fakt, iż źródło nie może wygenerować więcej energii elektrycznej niż to wynika z energii zawartej w wietrze. W celu wykorzystania ZW do dwukierunkowej regulacji częstotliwości należy celowo ograniczać generację mocy czynnej przez źródło do wartości niższej niż moc osiągalna w aktualnych warunkach wiatrowych.

Jednym z pierwszych źródeł wiatrowych, dla którego opracowano zasady regulacji częstotliwości i mocy, a następnie odpowiedni regulator pozwalający na dwukierunkową regulację częstotliwości, była duńska farma wiatrowa Horns Rev [13], [14]. Źródło to ma możliwość uczestniczenia w regulacji częstotliwości, jeśli pracuje z ograniczoną generacją mocy czynnej. Przyjęte zasady regulacji schematycznie przedstawiono na rys. 3. Wyróżniono dwa tryby pracy ZW z ograniczeniem: tryb A (tryb z ograniczoną generacją mocy czynnej z narzuconym stałym maksymalnym poziomem generacji) i tryb B (tryb z ograniczoną generacją mocy czynnej z narzuconym stałym zapasem względem mocy osiągalnej dla aktualnych warunków wiatrowych). Zasady regulacji przyjęte dla rozpatrywanego źródła wiatrowego pozwalają na pełny jego udział w regulacji częstotliwości, jeśli ZW będzie pracować w trybie z ograniczoną generacją mocy czynnej. Umożliwia to wprowadzenie do SEE interwencyjnego „zastrzyku” dodatkowej mocy czynnej przez ZW w sytuacji zaburzenia bilansu mocy w SEE prowadzącego do zmniejszenia wartości częstotliwości. W [15] wskazuje się, że dla trybu B pracy ZW dla większości sytuacji sieciowych wystarczającym zapasem jest poziom 5%. Niemniej wydaje się, że lepsze oddziaływanie źródła wiatrowego na proces regulacji częstotliwości uzyska się dla zapasu generacji na poziomie 20%. Im większy zapas, tym większe możliwości interwencyjnego wsparcia SEE w zakresie bilansowania mocy i większe oddziaływanie na poziom częstotliwości. Zwraca się uwagę, że maksymalny możliwy „zastrzyk” dodatkowej mocy czynnej stanowi różnicę między aktualnym poziomem generacji a wartością mocy wynikającą z warunków wiatrowych lub parametrów znamionowych źródła. Tym samym wadą pracy ZW w trybie B jest możliwa duża dynamika zmian wartości „wstrzykiwanej” dodatkowej mocy czynnej zależnie od ciągle zmieniających się warunków wiatrowych. 3.2. Wykorzystanie źródeł fotowoltaicznych do regulacji częstotliwości i mocy w SEE W procesie regulacji częstotliwości i mocy możliwe jest również wykorzystanie źródeł fotowoltaicznych. Nie jest to jednak powszechnie stosowane przez operatorów sieci elektroenergetycznych. Pokrycie części

3. Możliwości techniczne uczestnictwa OZE w regulacji częstotliwości i mocy 3.1. Wykorzystanie źródeł wiatrowych do regulacji częstotliwości i mocy w SEE Standardowo w źródłach wiatrowych aktywuje się tryb pracy MPPT, tj. bez ograniczeń

122

Rys. 3. Tryby pracy źródła wiatrowego z możliwością dwukierunkowej regulacji częstotliwości i mocy (pracę ZW w trybie z ograniczeniem zilustrowano dla przedziału godzinowego 12–21)

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 112–119

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–119. When referring to the article please refer to the original text. PL

deficytu mocy czynnej generowanej w SEE, powstałego po wystąpieniu zakłócenia zaburzającego bilans mocy, byłoby możliwe dzięki wprowadzeniu do sieci „zastrzyku” dodatkowej mocy czynnej pochodzącego od ZF. Jednak warunkiem dostępności dodatkowej mocy czynnej, wymuszonej regulacją „w górę” mocy czynnej generowanej przez źródło, jest jego praca w stanie przedzakłóceniowym w trybie z ograniczoną generacją mocy czynnej (wartość generowanej mocy czynnej jest mniejsza niż możliwa do osiągnięcia w aktualnych warunkach meteorologicznych). Powstały wówczas zapas mocy mógłby zostać wykorzystany do pokrycia deficytu mocy w SEE i uczestnictwa ZF w procesie regulacji częstotliwości „w górę”, realizowanej przez zwiększanie mocy czynnej generowanej przez źródło w miarę zmniejszania się częstotliwości (zgodnie z ustalonym statyzmem regulacji). Przykład obrazujący zmiany mocy czynnej generowanej przez ZF w sytuacjach zmian warunków pracy sieci, prowadzących do zmian wartości częstotliwości, przedstawiono na rys. 4. Zaznacza się jednak, że możliwość zwiększania wartości mocy czynnej generowanej przez ZF, tym samym również potencjalne oddziaływanie na regulację częstotliwości „w górę”, nie są możliwe dla standardowego trybu pracy źródeł fotowoltaicznych. Zwykle w źródłach OZE aktywny jest tryb pracy bez ograniczeń (tryb MPPT), w którym generowana moc czynna jest równa wartości maksymalnej możliwej do uzyskania w aktualnych warunkach meteorologicznych. Wówczas źródła fotowoltaiczne można ewentualnie wykorzystać jedynie do regulacji „w dół” częstotliwości i mocy, tj. zmniejszania poziomu tych wielkości przez odpowiednie wysterowanie regulatorów źródła lub wyłączanie części paneli fotowoltaicznych. Wnioskuje się, że źródła fotowoltaiczne można wykorzystać do wspomagania regulacji częstotliwości i mocy w KSE poprzez budowę odpowiednich systemów regulacji i nadzoru (analogicznych jak dla źródeł wiatrowych), dzięki którym operatorzy sieci elektroenergetycznych mogliby zarządzać warunkami pracy tych źródeł (przykładowo: tryb pracy, wartość utrzymywanego zapasu mocy czynnej przy pracy interwencyjnej źródła). Podkreśla się, że poziom mocy osiągalnej dla ZF jest silnie zależny od aktualnych warunków meteorologicznych, w tym także pory roku, pory doby itd. Powoduje to, że z punktu widzenia oddziaływania tych źródeł na proces regulacji częstotliwości i mocy wydaje się, że znacznie lepszym rozwiązaniem byłoby stosowanie źródeł fotowoltaicznych współpracujących z magazynami energii, które stanowiłyby „rezerwę mocy” w sytuacji zakłócenia bilansu mocy w KSE, niezależnie od aktywnego trybu pracy źródła. 3.3. Dostępność usługi regulacji częstotliwości i mocy w OZE Usługa regulacji częstotliwości polega na nadążnej kontroli wartości częstotliwości i zmianie poziomu mocy czynnej generowanej przez źródło, jeśli wartość częstotliwości odbiega od poziomu oczekiwanego (z uwzględnieniem strefy nieczułości regulatorów). W idealnym przypadku

Rys. 4. Ilustracja idei wykorzystania źródła fotowoltaicznego do regulacji częstotliwości poprzez zmianę mocy czynnej generowanej przez źródło

zależność mocy czynnej generowanej przez OZE od wartości częstotliwości powinna „naśladować” charakterystykę statyczną generatorów synchronicznych konwencjonalnych źródeł wytwórczych, tj. wzrost mocy przy zmniejszeniu częstotliwości oraz redukcja mocy przy wzroście częstotliwości. Jednak dla rozpatrywanych technologii OZE regulacja mocy czynnej w obu kierunkach (zmniejszenie generacji mocy czynnej – regulacja „w dół”, zwiększenie generacji mocy czynnej – regulacja „w górę”) nie jest dostępna bezwarunkowo. Warunkowość możliwości regulacji mocy czynnej generowanej przez OZE jest podyktowana przede wszystkim ograniczeniami technicznymi i regulacyjnymi. Dla źródeł wiatrowych i źródeł fotowoltaicznych wartość generowanej mocy czynnej zależy zarówno od aktualnych warunków meteorologicznych (ograniczenie techniczne), jak i aktywowanego przez operatora systemu elektroenergetycznego trybu pracy danego źródła, który warunkuje sposób regulacji mocy czynnej źródła (ograniczenie regulacyjne). W standardowym trybie pracy OZE – tryb bez ograniczeń (tryb MPPT), odpowiednio do warunków meteorologicznych – dąży się do maksymalizacji generacji mocy w aktualnych warunkach wiatrowych (dotyczy ZW) lub aktualnych warunkach słonecznych (dotyczy ZF). Tym samym można wówczas rozważać wyłącznie regulację mocy czynnej „w dół”, celem zmniejszenia wartości generowanej mocy czynnej. Regulacja „w górę” i ewentualne zwiększenie wartości generowanej mocy czynnej są niedostępne z powodu ograniczenia technicznego technologii ZW i ZF – nie można „wyciągnąć” ze źródła wiatrowego lub źródła fotowoltaicznego więcej energii elektrycznej niż zawiera jej energia w wietrze napędzającym ZW lub energia w promieniowaniu słonecznym przetwarzanym przez ZF. Dla trybu pracy OZE z ograniczoną generacją mocy czynnej (źródło przeznaczone do interwencyjnego wykorzystania przez operatora systemu elektroenergetycznego) wartość generowanej mocy czynnej jest mniejsza niż możliwa do osiągnięcia w aktualnych warunkach meteorologicznych. Pozwala to na regulację mocy czynnej źródła w obu kierunkach, zarówno „w górę”, jak i „w dół”. Tym samym dla regulacji „w górę”

możliwy jest „zastrzyk” dodatkowej mocy czynnej do sieci elektroenergetycznej, pożądany w szczególności w stanach zakłóceniowych prowadzących do niezbilansowania mocy czynnej generowanej i pobieranej w KSE. Możliwości regulacji mocy czynnej OZE zestawiono w tab. 2. Przedstawione ograniczenia techniczne regulacji mocy czynnej OZE decydują o oddziaływaniu tych źródeł na proces regulacji częstotliwości. Informacje zestawione w tab. 2 wskazują, że potencjalnie bez ograniczeń dostępna jest jedynie regulacja częstotliwości „w dół”, tj. oddziaływanie na zmniejszenie wartości częstotliwości poprzez zmniejszenie mocy czynnej generowanej przez OZE (regulacja mocy czynnej „w dół”). Takie podejście jest również sankcjonowane zapisami [4] (dotyczy wyłącznie źródeł wiatrowych) – przy częstotliwości w zakresie 50,5–51,5 Hz wartość mocy czynnej generowanej przez źródło wiatrowe musi być zmniejszana liniowo wraz ze wzrostem częstotliwości. Dalszy wzrost częstotliwości prowadzi do wyłączenia źródła wiatrowego, choć konwencjonalne źródła wytwórcze muszą być nadal przyłączone do KSE. Natomiast regulacja częstotliwości „w górę”, tj. oddziaływanie na zwiększenie wartości częstotliwości poprzez zwiększenie mocy czynnej generowanej przez OZE, standardowo jest niedostępna. Jest to podyktowane ograniczeniami technicznymi regulacji mocy czynnej „w górę” (dla zwykle stosowanego trybu regulacji mocy czynnej OZE i ich pracy bez ograniczeń, zależnie wyłącznie od aktualnych warunków wiatrowych lub słonecznych, źródła te nie są w stanie zapewnić „zastrzyku” dodatkowej mocy czynnej) oraz ograniczeniami regulacyjnymi podyktowanymi obecnymi zapisami [4] (dla źródeł wiatrowych wymaga się możliwie jak najmniejszej redukcji generacji mocy czynnej podczas zmniejszania się wartości częstotliwości, a nie jej wzrostu, co byłoby pożądane dla zapewnienia zwiększenia częstotliwości). Potencjalnie regulacja częstotliwości „w górę”, tj. oddziaływanie na zwiększenie wartości częstotliwości poprzez zwiększenie mocy czynnej generowanej przez OZE, jest dostępna pod warunkiem pracy źródła w trybie z ograniczoną generacją mocy czynnej. Taki tryb jest dopuszczalny

123

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 112–119

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–119. When referring to the article please refer to the original text. PL

Tryb pracy OZE (sposób regulacji mocy czynnej źródła)

Możliwość regulacji mocy czynnej

Źródła wiatrowe

Ograniczenia techniczne

Praca bez ograniczeń, odpowiednio do aktualnych warunków wiatrowych

Generowana moc czynna równa wartości maksymalnej dla aktualnej prędkości wiatru

Praca z ograniczoną generacją mocy czynnej

Brak

Źródła fotowoltaiczne

Technologia OZE

Praca bez ograniczeń, odpowiednio do aktualnych warunków słonecznych

Generowana moc czynna równa wartości maksymalnej dla aktualnego nasłonecznienia

Praca z ograniczoną generacją mocy czynnej

Brak

Regulacja „w dół” – możliwa Regulacja „w górę” – niemożliwa Regulacja „w dół” – możliwa Regulacja „w górę” – możliwa Regulacja „w dół” – możliwa Regulacja „w górę” – niemożliwa Regulacja „w dół” – możliwa Regulacja „w górę” – możliwa

Tab. 2. Przegląd możliwości technicznych regulacji mocy czynnej OZE

Źródła fotowoltaiczne

Źródła wiatrowe

Technologia OZE

Tryb pracy OZE (sposób regulacji mocy czynnej źródła)

Praca bez ograniczeń, odpowiednio do aktualnych warunków wiatrowych

Praca z ograniczoną generacją mocy czynnej

Praca bez ograniczeń, odpowiednio do aktualnych warunków słonecznych

Praca z ograniczoną generacją mocy czynnej

Możliwość udziału w regulacji częstotliwości

Oddziaływanie na proces regulacji częstotliwości

Regulacja „w dół” – możliwa

Korzystne w zakresie częstotliwości do 51,5 Hz. Niekorzystne w zakresie częstotliwości powyżej 51,5 Hz (wynika z zapisów 0)

Regulacja „w górę” – niemożliwa

Niekorzystne

Regulacja „w dół” – możliwa

Korzystne

Regulacja „w górę” – możliwa

Korzystne

Regulacja „w dół” – możliwa

Korzystne (brak szczegółowych zapisów [4])

Regulacja „w górę” – niemożliwa

Niekorzystne

Regulacja „w dół” – możliwa

Korzystne

Regulacja „w górę” – możliwa

Korzystne

Tab. 3. Przegląd możliwości technicznych regulacji częstotliwości OZE

zapisami [4], jeśli źródło jest przeznaczone do interwencyjnego wykorzystania przez operatora systemu elektroenergetycznego. Wówczas wartość generowanej mocy czynnej jest mniejsza niż możliwa do osiągnięcia w aktualnych warunkach meteorologicznych. W razie konieczności umożliwia to zwiększenie generacji mocy czynnej przez źródło i – tym samym – udział tego źródła w regulacji częstotliwości „w górę”. Sposób oddziaływania OZE na proces regulacji częstotliwości zestawiono w tab. 3. Jako korzystne oddziaływanie OZE na proces regulacji częstotliwości rozumie się możliwość takiej regulacji mocy czynnej przez te źródła, która jest adekwatna do zmiany częstotliwości (regulacja częstotliwości „w dół” – oddziaływanie na zmniejszenie mocy generowanej przez źródło celem ograniczenia wzrostu częstotliwości, regulacja częstotliwości „w górę” – oddziaływanie na zwiększenie mocy generowanej przez źródło celem ograniczenia spadku częstotliwości). 4. Wnioski Wraz z rosnącym udziałem OZE w sektorze wytwórczym systemów elektroenergetycznych wzrasta zainteresowanie operatorów sieci elektroenergetycznych możliwościami

124

ich wykorzystania do celów regulacyjnych. Przeprowadzone analizy dostępności i zdolności regulacyjnych mocy czynnej i częstotliwości źródeł fotowoltaicznych i źródeł wiatrowych wskazują, że technicznie możliwe jest uczestnictwo OZE w usłudze regulacji mocy i częstotliwości. Dotychczas w KSE taka usługa systemowa była realizowana wyłącznie przy użyciu konwencjonalnych źródeł wytwórczych. Jednak możliwość i poziom ewentualnego oddziaływania OZE na proces regulacji częstotliwości i mocy w SEE są determinowane przede wszystkim aktywnym trybem pracy źródła. W standardowym trybie pracy OZE – tryb bez ograniczeń (tryb MPPT) – dąży się do maksymalizacji generacji mocy w aktualnych warunkach meteorologicznych. Tym samym można wówczas rozważać wyłącznie regulację częstotliwości „w dół”, tj. oddziaływanie na zmniejszenie wartości częstotliwości poprzez zmniejszenie mocy czynnej generowanej przez OZE (regulacja mocy czynnej „w dół”). Natomiast dla trybu pracy OZE z ograniczoną generacją mocy czynnej wartość generowanej mocy czynnej jest mniejsza niż możliwa do osiągnięcia dla aktualnych warunków meteorologicznych. Pozwala to na regulację mocy czynnej źródła – i tym samym również na udział tego

źródła w regulacji częstotliwości – w obu kierunkach, zarówno „w górę”, jak i „w dół”. Tym samym dla regulacji „w górę” możliwy jest „zastrzyk” dodatkowej mocy czynnej do sieci elektroenergetycznej, pożądany w szczególności w stanach zakłóceniowych prowadzących do niezbilansowania mocy czynnej generowanej i pobieranej w KSE. Praca OZE z ograniczoną generacją mocy czynnej wymaga sztucznego zmniejszenia wartości mocy czynnej wprowadzanej przez źródło do sieci. Uniemożliwia to pełne wykorzystanie zdolności wytwórczych źródła, dostępnych w aktualnych warunkach meteorologicznych. Wobec powyższego wnioskuje się, że usankcjonowanie trybu pracy OZE z ograniczoną generacją mocy czynnej powinno być wsparte wprowadzeniem gratyfikacji dla właścicieli lub zarządców OZE, którzy zdecydują się świadczyć usługę systemową regulacji mocy i częstotliwości. Gratyfikacje te mogą mieć postać m.in. opłaty za gotowość do świadczenia usługi i jej dostępność. Podkreśla się, że obserwowane tendencje rozwojowe sektora wytwórczego SEE, objawiające się rosnącym nasyceniem OZE oraz coraz powszechniejszym wycofywaniem z eksploatacji konwencjonalnych źródeł wytwórczych, sprawiają, że rozważania

M. Szablicki, P. Rzepka | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 112–119

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–119. When referring to the article please refer to the original text. PL

dotyczące możliwości wykorzystania OZE do celów regulacyjnych w SEE nabierają szczególnego znaczenia. Zwraca się uwagę, że choć zazwyczaj moc jednostkowa OZE nie jest duża i pojedyncze źródło może mieć pomijalne znaczenie, to właściwa koordynacja regulacji większej ich liczby może mieć znaczący wpływ na warunki pracy SEE. Bibliografia 1. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, Warszawa 2009. 2. Lerch T., Stany dynamiczne elektrowni wiatrowej z maszyną indukcyjną dwustronnie zasilaną, dysertacja doktorska, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, 2010. 3. Muljadi E. i in., Understanding Inertial and Frequency Response of Wind Power Plants, IEEE Symposium on Power Electronics and Machines in Wind Applications, Denver, lipiec 2012.

4. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, PSE SA, 2014. 5. Tan Y.T., Impact on the power system with a large penetration of photovoltaic generation, dysertacja doktorska, The University of Manchester Institute of Science and Technology, 2004. 6. Przewodnik planowania, Sunny Tripower 60. SMA Solar Technology AG, 2015. 7. Ulbig A., Borsche T.S., Andersson G., Impact of Low Rotational Inertia on Power System Stability and Operation, Proceedings of the 19th IFAC World Congress, 2014. DOI: 10.3182/20140824-6-ZA-1003.02615. 8. Halinka A., Rzepka P., Szablicki M., Systemy automatyki częstotliwościowego odciążania i bilansowania mocy czynnej obszarów sieciowych, Przegląd Elektrotechniczny 2014, nr 8 (90). 9. Klimpel A., Odciążanie jako ostateczny środek obrony KSE, Elektroenergetyka 2012, nr 3–4 (13–14).

10. Klempke H. i in., Impact of High Wind Generation Penetration on Frequency Control, Universities Power Engineering Conference (AUPEC), 2010. 11. Machowski J., Białek J.W., Bumby J., Power System Dynamics: Stability and Control, John Wiley & Sons, 2008. 12. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2007. 13. Sorensen P. i in., Modeling of Wind Farm Controllers, EWEC 2006, Ateny. 14. Christiansen P., The Horns Rev Offshore Project – Wind Farm main Controller, Billund, 2004. 15. Wang-Hansen M., Josefsson R., Mehmedovic H., Frequency Controlling Wind Power Modeling of Control Strategies, IEEE Transactions on Sustainable Energy 2013, nr 4.

Mateusz Szablicki

dr inż. Politechnika Śląska | PSE Innowacje sp. z o.o. e-mail: mateusz.szablicki@polsl.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).

Piotr Rzepka

dr inż. Politechnika Śląska | PSE Innowacje sp. z o.o. e-mail: piotr.rzepka@polsl.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.

125

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

Types of Risks in the Process of Investing in Renewable Electric Energy Sources

Authors Rafał Śpiewak Paula Anna Wesołowska

Keywords risk, phase, stage, scale, area, RES, renewable energy sources, investing

Abstract The development of renewable power engineering is inevitable. Administrative, financial, political, social, environmental or technical/technological barriers are and must be minimized. They determine the scale of risk borne by the investor. Risk due to the special character of investments is high and is intensified by difficulties associated with the growing liberalization and deregulation of the power market. In the process of investing in RES, several phases are enumerated. Each of them is divided into stages, with hazards visible in them. Types of the renewable energy sources, despite differences in their obtaining and processing into usable energy, are characterized by many common elements as to the kinds of risk. The article presents an attempt to specify them and assign them a rank importance for the project.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2016410

Introduction RSE – an abbreviation for “renewable energy sources” taken from the definition included in Art. 2 of EU Directive no. 2009/28/EC with 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources, is not a completely accurate interpretation of the actual situation. It results from the fact that sun, wind and water are not “renewed”. This also applies to geothermal energy. In the opinion of experts, these are non-exhaustive sources, in the time perspective, relating to human life. For biomass or biogas, the situation is different. Renewal of these sources is a fact. Their qualification into the group of renewable energy sources is correct only in the case when we generate them. It is determined by production of vegetable components and development of slaughtered animal breeding. They will not renew by themselves1. As a result, biomass and biogas are not renewable sources. The phrase “renewable energy sources” used in all types of publications and source documents, has been adopted in popular language. There is no need to change it. It is, however, necessary to be aware of its meaning. This is particularly important because the Polish legislator in the document “Power Law” of 10 April 1997 (consolidated text Journal of Laws of 2012 item 1059 as amended), in Article 3 item 20 defines RES as a “source utilizing, in the processing, wind energy, solar radiation,

aerothermal energy, geothermal energy, hydrothermal energy, sea waves, currents and tides, fall of rivers and energy acquired from biomass, biogas coming from waste storage yards, as well as biogas created in processes of drainage or treatment of sewage or decomposition of stored plant and animal remains”. The tycoons in investment outlays for renewable power engineering are: China, USA and Germany. They have together above 55% of global production capacities from renewable sources. A significant investment increase in this area is observed in countries such as: the Philippines, India, South Africa, Mexico, the UK, Italy, Brazil, Canada, Australia and Japan. Some states spend for this purpose as much as almost 1% of their GDP (South Africa)2. This race for the position of world leader in the field of such investments has been joined by Saudi Arabia3. Poland also does not reject investments in RSE. However, it cannot be stated that special emphasis is put on these sources. The activities in this field are inspired by obligations regarding “green” energy. They are included the Directive of the European Parliament and in the Kyoto Protocol, being supplement to the Framework Convention of the United Nations on Climate Change. The motivators, for those actions, also include the expected growth of even up to 20%, until 2020, in the demand for electric energy, as well as limited possibilities to restore the existing conventional

P. Kaszkowski, “Czy »odnawialne« źródła energii faktycznie istnieją?” [Do “renewable” energy sources really exist?], Fundacja Forum Atomowe, Warsaw 2014, www. energiajadrowa.pl/czy-odnawialne-zrodla-energii-faktycznie-istnieja/ (accessed on 5.12.16). J. Reichert et al., “Who’ s Winning the Clean Energy Race? 2013”, The Pew Charitable Trust, Philadelphia/Washington 2014, www.pewtrusts.org/en/research-andanalysis/reports/2014/04/03/whos-winning-the-clean-energy-race-2013 (accessed on 5.12.16). 3 US Energy Information Administration, “Saudi Arabia”, Washington 2014, www.eia.gov/beta/international/country.cfm?iso=SAU (accessed on 5.12.16).

1 2

126

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

31.12.2014 [MW]

30.06.2015 [MW]

Change [MW]

Change [%]

Biogas power plants

188.549

191.381

2.832

1.5

RES type

PRE-INVESTMENT PHASE Stage analytical (conceptual)

Stage preparatory

Stage legal – administrative

Biomass power plants

1008.245

1. Location, land survey

1. Planning

1. Right to the land

Photovoltaic power plants

21.004

35.586

14.582

69.4

2. Assessment of energy resources

2. Design

2. Decisions on environmental conditions

3. Environmental impact

3. Infrastructure

3. Decisions on development conditions

4. Social conditions

4. Logistics

4. Consent to investment on the part of offices

5. Selection of the method to implement the investment (business plan)

5. Consent to connection to the power grid

Wind power plants

3833.832

4117.421

283.589

7.4

Water power plants

977.007

980.323

3.316

0.3

Total

6028.637

6332.956

304.319

Tab. 1. Development of RESs / source: own study on the basis of www.cire.pl

6. Decision on the investor about the project execution IMPLEMENTATION PHASE

sources of energy that would fulfil the recommendations of the said documents. The direction of climate policy implemented by the European Union will force further growth in share of RSE1. In Europe, with regard to renewable energy, “Germany has a very strong position in the EU, therefore, it can substantially affect the EU decisions”5 and therefore, it can co-create the regional policy in this respect. Development of renewable energy sources in the country is not systematic. Its share in the growth of new capacities is diverse. From the available statistical data for the years 2014–2015 it seems that out of 304.3 MW up to 284 MW were provided by wind power plants. Dynamic development is observed on the market of photovoltaic panels where a growth in capacity was recorded from 21 MW to about 36 MW and by the end of 2015 this figure amounted to almost 39.1 MW. Stagnation, on the other hand, is present in biomass and biogas sources, and the growth in water power plants is minute. It is confirmed by the data juxtaposed and presented below in table 1. Such conditions caused the need for a far-reaching reconstruction of the Polish PPS (Polish Power System), we were not entirely aware of at the time of signing the accession treaty6.

1. Investment process in RES Investment process in RES cannot be stopped, as these are the global assumption, accepted by a substantial part of the society. In addition, it shows signs of relatively high profits in a nearer or further perspective. It will not be withheld also by subsequent changes in legislation, even imposed and not consulted with the public. The investment process itself is composed of several phases. The simplest formula is: pre-investment, implementation and completion phase. Tab. 2 presents assignment of each phase, stage and operation most often analyzed in the investment process. Each phase contains a number of activities of an operational and organizational nature. Investment operations, in certain situations, may be carried out simultaneously and their assignment is up to the investor. Example: at the conceptual stage, the locations

Financing stage

Executive stage

Generating unit operation stage

1. Costs control at every stage

1. Staffing and training

1. Acceptances and consent to use

2. Optimization of economic-technical solutions

2. Detailed technical design

2. Generating unit (power plant) management

3. Financial engineering

3. Search for and selection of contractors

3. Obtaining the license for energy production

4. Form of funding

4. Negotiations and contracts.

4. Energy sales contracts

5. Insurance

5. Purchases and deliveries

5. Process optimization production

6. Construction works and assembly of devices 7. Test start-up OPERATIONAL / COMPLETION PHASE Investment operation stage 1. Achievement of the assumed capacities 2. Current maintenance 3. Restoration of resources 4. Modernization and development 5. Liquidation 6. Management after usage of the technical facility 7. Land reclamation

Tab. 2. Stages of investments in RES / source: own study on the basis of publications listed in the article

can be simultaneously considered with elements of logistics or possibilities of connection to the power grid. It will be a mistake not to verify, at this stage, the legal condition of the land, environmental conditions etc. despite the fact that each of these operations comes from a different investment stage. Phases may differ from each other in some elements depending on the type of investments in RES. For instance, for a solar installation with photovoltaic modules, the procedure at implementation of the investment project is different for stand-alone systems and for systems connected to the power grid. Minimum several years

General Secretariat of the Council, European Council (23 and 24 October 2014) Conclusions (EUCO 169/14), Brussels 2014, www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_ data/docs/pressdata/PL/ec/145432.pdf (accessed on 5.12.16). H. Wożniak, “OZE: niemieckie wyrachowanie” [RES: German calculation], Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2014, p. 3. 6 P. Zaleski, “Perspektywy rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii w Polsce“ [Development perspectives of Renewable Energy Sources in Poland], Grupa Defence24, Warsaw 2015, www.energetyka24.com/248159,perspektywy-rozwoju-odnawialnych-zrodel-energii-w-polsce (accessed on 5.12.16). 4 5

127

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

are needed, on the other hand, for an investment process related to construction of a wind power plant. It has a relatively multivariant nature. The prolonged implementation cycle caused changes which occur or may occur in different procedures e.g.: formal-legal, logistic, in the sphere of construction or cooperation with the power grid. The investment process in a biogas power plant seems even more complicated, due to the necessity to obtain a number of permits, social acceptance and access to raw material. Slightly fewer problems are encountered in the process of development of the existing infrastructure and its modernization. All this, as it is already known to investors from previous activities, is due to formal and legal, environmental, socioeconomic conditions, as well as owned permits. Logistics is also most often not a problem, due to the already existing base. If the development process is not connected with broadening of the area of facilities, this eliminates, at the same time, any actions involving acquisition of areas and obtaining location permits. On the other hand, it is necessary to pay attention to actions with regard to transmission capacities and PPS, as well as occupational safety aspects. All these possible variables are, directly or indirectly, risk factors.

2. Specific nature of investments in RES Every investment in the area of electric energy generation has some restrictions. Investing in RES is characterized by high capital and financial costs, long time horizon of the investment, limited selection of locations, the need for building a connection to the power grid depending on the needs, lack of freedom to dispose of the generating capacity by the producer, instability of production, the need to reserve the capacities and dependence of the state in the scope of legal regulations7. Funding is hindered by limitations regarding entering into long-term contracts guaranteed by the State. In addition, it is difficult to estimate the risks associated with the currently growing liberalization and deregulation of the energy markets. Necessary restructuring of power trade also entails uncertainty. Development of competitiveness mechanisms, exposure of the investor to energy price fluctuations, lack of (limitations) of credit guarantees of the state or direct assistance, shaping new conditions of the energy market related to access to its various carriers, making energy producers dependent on the transmission system, dispersed responsibility for the maintenance of operation of the system and an increasing freedom of recipients with regard to selection of the energy supplier, are elements of progressing changes8. All these factors determine the specific nature of investments in RES. A significant issue are also barriers in the development of renewable

sources, which include: complicated administrative procedures, uncertain legal environment, activities of politicians and even political parties not favourable for RSE, social protests or field difficulties with connection of these sources to PPS. Assuming, that investments in RES have signs of innovation, a significant barrier becomes “particularly in companies controlled by the State Treasury – the lack of acceptance for sustaining business failures”9. There are also objective barriers, resulting from the sources available in a given area, land shaping, location of nature protection zones, dispersion of buildings10 etc. All this makes the interest of companies that may invest in Poland with regard to RES, having state-of-the-art technology, financial resources and organizational structures, decrease. This gap is filled with proconsumers and smaller organizations.

3. Risk categorization in RES Determination of kinds of risk in the investment process is an important issue. “In the process of the investment project preparation according to the technical, operational and economic assumptions, as well as according to the criteria of selection of measures to evaluate their economic efficiency (net present value NPV, internal rate of return IRR), it is important to determine the kinds of risk”11. The existence of many possibilities of risk categorization should be obvious to everyone. It is enough to become acquainted, even superficially, with many works related to RES issues. An attempt to identify risk in the process of investments in RES makes us realise the complexity of this subject matter, as its categorization depends upon the adopted criterion, and its division. K. Marcinek has divided risk in terms of the level of its universality. A different division was suggested by R.L. Kliem and I.S. Ludin assuming the criterion of opposition, e.g.; risk and unacceptable risk, short-term and long-term risk etc... “A criterion of differentiating the risk category may be the time of its presence in the project life cycle. Considering this criterion, it is possible to distinguish risk categories typical of a specified life phase of the project and categories present throughout the whole life span of the project”12. Another applied division is: the criterion effects of an investment decision, effective selection of the project13, alternative, environment and technological progress14 etc. During risk identification, it is important to estimate the whole range of potential hazard, considering its categories relevant for a given RES investment. Such a conclusion may be reached after analysis of the literature concerning subject – but is it true? Risk will not be less important, less likely, better controlled, depending on the category into which it is included. Categorization will also not help find

J. Michalak, “Ryzyko w projektach inwestycyjnych energetyki odnawialnej” [Risk in renewable power engineering investment projects], Poznań University of Technology Academic Journals, No. 79 Electrical Engineering, 2014, pp. 105–106. M. Zerka, “Zarządzanie ryzykiem na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Część I: Ogólne zasady zarządzania ryzykiem przedsiębiorstw energetycznych“ [Risk management on the competitive electric energy market. Part I: General principles of energy companies management], www.cire.pl/publikacje/Art_Zerka.pdf (accessed on 5.12.16). 9 H. Woźniak, “Wsparcie innowacji szyte na miarę” [Custom-made innovation support], Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2015, p. 8. 10 S. Kasiewicz, “Ryzyko inwestowania w polskim sektorze energetyki odnawialnej” [Risk of investing in the Polish renewable energy sector], CeDeWu, Warsaw 2012, pp. 26–27. 11 E. Ostrowska, “Ryzyko projektów inwestycyjnych” [Risk of investment projects], Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warsaw 2002, pp. 10–30. 12 A. Minasowicz, “Analiza ryzyka w projektowaniu przedsięwzięcia budowlanego” [Risk analysis in construction project designing], Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warsaw 2008, pp. 13–14. 13 Z. Tarapata, “Ryzyko inwestycji” [Investment risk], www.tarapata.strefa.pl/p_efektywnosc_systemow_informatycznych/download/esi_ef_inwest_informat_3.pdf (accessed on 5.12.16). 14 J. Głuchowski, “Leksykon finansów” [Finance Lexicon], Polskie Wydawnictwo Ekonomczne S.A., Warsaw 2001, pp. 266–267. 7 8

128

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

a more effective method to avoid it. Often, the identified risk may be classified into various categories. Division of risks into categories in actual activities it thus of auxiliary character. In some cases, it may even limit the possibility of noticing risk before it is disclosed. However, it should be noted that in routine activities, categorization facilitates selection of tools to avoid risk. It seems reasonable to support a thesis, according to which “risk groups should be considered in the context of their business objectives” and their categorization (grouping) should proceed around them. Then, it is possible to notice the impact of the risk on the company, and to foresee its effects. Such an approach may constitute value added for the company that, when grouping risk around a goal, is able to measure their impact on its key areas and after evaluation, counteract specific risks. PRE-INVESTMENT PHASE Analytical (conceptual) stage 1. Risk area: selection of land location and survey Scale:

Risk related to:

Significant

property right, legal situation of the immovable property, the land's intended use, energy and raw material resources, distance criterion, mutual interaction criterion, economic criterion, environmental hazards assessment

Medium

decision-making by local authorities, land form, change procedure, archaeological research, geologic tests, geo-technical tests, studies of weather conditions, hydrogeological, architectural and construction tests etc.

Low

social conditions

2. Risk area: Assessment of energy resources Scale:

Risk related to:

Significant

low energy resources of the source pertaining to the conditions; wind, sun, water, thermal conditions, low availability of the raw material

Medium

building – technological acquisition of energy resources, variability of raw material prices, possibility of changing the production profile of raw material suppliers

Low

change of the power plant environment (e.g.: land roughness, regulation of quays, change in holding profile etc.)

3. Risk area: environmental impact Scale:

Risk related to:

Significant

preparation of the report on the power plant's effect on environment, obtaining environmental decisions

Medium

changes in plans resulting from constraints related to environmental protection regulations

Low

changes in technology or the scope of assumed working parameters of the installation (e.g.: vicinity of sensitive areas, valid protection plans, detailed scope of the investment, its size, field natural inventory-taking, etc.)

4. Risk area: social conditions Scale:

Risk related to:

Significant

social consultations (lack of social acceptance), protests

Medium

social aspects (changes in the comfort of living for the inhabitants close to the power plant)

Low

consultations with local authorities, the educational process of the local community, the administrative procedure (ensuring participation of the local community in the Environmental Impact Assessment) PRE-INVESTMENT PHASE

Preparatory stage 1. Risk area: planning Scale:

Risk related to:

Significant

urban planning errors (e.g. not including specific project conditions or underestimation of costs), errors within process management at the stage of preparation

Medium

urban planning procedure (long time of preparation of documents), expert's report on the impact of connected installations on the power systems and other analyses of this type, possibility of discrepancies between the assumptions and the final effect

Low

changes in climate conditions and other natural phenomena of catastrophic nature

2. Risk area: design Scale:

Risk related to:

Significant

incorrect assumptions (e.g.: wrong selection of technology and not adapting the capacity of the installation to the planned energy production), failure to adapt the project to the needs (e.g.: access roads, structures, connections to the grid and internal electric infrastructure), the need or requests for changes in the design (e.g.: as a result of architectural and construction tests, geotechnical conditions of foundations for building structures)

Medium

project quality (unclear requirements, prolonged approval process), project modification (misunderstanding the specification, tender documentation), exceeding the schedule and the budget assumed for the design stage

Low

obtaining permissions and the building permit, the decision-making process of the investor

129

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

3. Risk area: infrastructure Scale:

Risk related to:

Significant

infrastructure preparation (conditions; weather, design, legal, supply, executive etc.), creation of infrastructure in terms of land availability (stable geological conditions) and the condition of the public roads network, as well as construction of temporary access and internal roads, cooperation with PPS with regard to land shape and the distance to the MPSP (Main Power Supply Point) of the operator and the capacity of installed transformers, or line throughput, waiting time for terms of connection in the case of small generating units, lack of guarantee of connection to the power system

Medium

connection infrastructure (internal, external), the condition of the area for construction (hydrological problems, pollution, contamination), poor cost control at this stage of the works, time for completion, supply and deliveries, quality of the design documentation and the condition of performance of the works

Low

social protests (inconvenience of construction works), access to qualified workforce, archaeological discoveries, blinds, requirements of the investor or supervision bodies, problems with subcontractors, changes in safety and trade standards

4. Risk area: Logistics Scale:

Risk related to:

Significant

accidents and damage to the equipment, timely execution of deliveries, lack of financial liquidity of the investor, lack of precise information

Medium

bad protection of the transported elements of generating units, improper choice of the transport route, deliveries of low-quality materials, deliveries of other materials than ordered, lack of financial liquidity of the subcontractor

Low

condition of access roads and temporary internal loads relevant storage and protection of deliveries, equipment availability and functionality, malfunctions and faults of the logistic equipment

5. Risk area: selection of the manner of investment implementation (business plan) Scale:

Risk related to:

Significant

selection of the investment implementation system (general contractor, package system, substitute inspector, Management Contracting)

Medium

inability to make the decision on implementation of the project in connection with bad cooperation on the Investor with other entities

Low

lack of acceptance by co-partners, dissatisfaction of employees

6. Risk area: decision on the investor about the project execution Scale:

Risk related to:

Significant

type of risk (the project, the company, the capital owner)

Medium

the scheduled date of commencement and completion of the investment, selection of the technology, form of financing

Low

selection of the management team

PRE-INVESTMENT PHASE Legal – administrative stage 1. Risk area: right to the land Scale:

Risk related to:

Significant

property right (price increase at purchase)

Medium

transmission easement, land easement, rent (changes in fees, conflicts with the land owner)

Low

use, lease (changes in rent fees, difficulties in using)

2. Risk area: decisions on environmental conditions Scale:

Risk related to:

Significant

submission of documents to local authorities for issuing the environmental decisions (possible conflict with a part of the local community, prolongation procedures, blocking the investment)

Medium

environmental protection (recommendations for introduction of changes to the project)

Low

environmental expert’s reports, which may result in changes in the decisions

3. Risk area: decisions on development conditions Scale:

Risk related to:

Significant

decision-making process of local authorities (determination of land development and management conditions takes place on the form of a decision)

Medium

acquisition of permits

Low

preparation of technical designs

130

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

4. Risk area: consent to investment on the part of offices Scale:

Risk related to:

Significant

obtaining building permission – Building Law, Article 28 (Journal of Laws 1994 no. 89, item 414), implementation under the impact of various "groups of influence", excessive regulations, legal loopholes, defective edition of a legal act

Medium

building design completion (enabling to apply for issuing the building permits), law abuse, ignorance of the law by decision-makers and officials

Low

consent for construction of auxiliary facilities (relay station with transformers, monitoring etc.), unpredictability of regulations and diversity of their interpretation by officials

5. Risk area: consent to connection to the power network Scale:

Risk related to:

Significant

the possibility of occurrence of legal changes concerning issuing terms of connection

Medium

prolonged time of issuing terms of connection (the basis for beginning design and construction–assembly works and their funding)

Low

transmission and land easement

IMPLEMENTATION PHASE Funding stage 1. Risk area: costs control at every stage Scale:

Risk related to:

Significant

exceeding approximate values of investment outlays at particular stages of the project and costs of operation of the investment or possible liquidation of the company, withholding or abandoning the investment

Medium

costs of taxation resulting from untrue tax assumptions (e.g. eligibility of costs, tax exemptions), changes in taxes; corporate income tax, VAT, tax on capital profits, stamp duty, etc., interest rate value different than planned at the stage of bidding, exchange rate fluctuations, inflation amount fluctuations, no possibility to re-finance the investment or change the conditions for the better, lower profitability

Low

residual value (outlays unforeseen in the analyses, differences in real costs, loss of investment value after its completion)

2. Risk area: optimization of economic-technical solutions Scale:

Risk related to:

Significant

insufficient or excessive investment, specification of the capacity factor, maintenance costs (personal, material, etc.) operation costs, modern machinery, reliability and high quality of devices, energy acquisition technology

Medium

poor cost control, agreed price (too high or too low), failure to meet the delivery deadlines, accidents, contractual fines, selection of auxiliary devices (e.g. for the purposes of photovoltaic system; battery, charging controller etc.), devices efficiency factor

Low

growth in prices of utilities and services; order for analytical, design and executive works to a team of specialists or an external company; form of investment insurance

3. Risk area: financial engineering Scale:

Risk related to:

Significant

economic assessment of the project (high investment outlays), degree of use of the operating leverage and the financial leverage

Medium

preparation of profitability studies (relevance of assumptions)

Low

accurate measurements of energy resources (investment for years)

4. Risk area: form of funding Scale:

Risk related to:

Significant

acquisition of funding (impossibility to obtain own and debt funding, enabling commencement of works and their continuation according to the schedule); no possibility to obtain or the need to return a subsidy from EU programme, regional programmes or national funds

Medium

changes in the funding conditions (credit interest rates, preparatory margin, basic solvency factors)

Low

changes with regard to the possibilities of using public subsidies

5. Risk area: of insurance Scale:

Risk related to:

Significant

higher real cost of insurance than assumed at the stage of the tender procedure

Medium

changes in the insurance market, possibility of bankruptcy of an insurance company

Low

inability of insurance against a certain risk resulting from unforeseen circumstances, natural disasters

131

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

IMPLEMENTATION PHASE Executive stage 1. Risk area: staffing and training Scale:

Risk related to:

Significant

improper specification of a work post or tasks for implementation, lack of qualified staff, lack of incentives

Medium

not investing in the employee development (lack of candidates for promotion, lack of return on expenditures in human capital), unclear verification criteria

Low

restructuring or dismissals, interpersonal conflicts in the team resulting from the will to be promoted and mutual competition

2. Risk area: detailed technical design Scale:

Risk related to:

Significant

meeting the requirements of the Regulation of the Minister of Infrastructure of 2 September 2004 on the detailed scope and form of design documentation (Journal of Laws No.202, item 2072), legal, trade changes and limited access to them, during the project preparation (delays, corrections, costs)

Medium

formal errors (cost estimate, bid for implementation of works, specific character of devices and materials)

Low

obtaining opinions and arrangements from competent institutions

3. Risk area: search for and selection of contractors Scale:

Risk related to:

Significant

specification of a contractor selection criterion, drawing up the contract, possibility of bankruptcy of collaborating companies

Medium

rights and technical facilities possessed by the Contractor

Low

credibility of a prospective contractor

4. Risk area: negotiations and contracts Scale:

Risk related to:

Significant

identity (involves concluding contracts with legally non-existent companies), selection of manufacturers of basic devices (reputation, opinion, parameters, price)

Medium

contracting services, grey zone (corruption)

Low

default in meeting the conditions of a contract or an agreement

5. Risk area: purchases and deliveries Scale:

Risk related to:

Significant

cancellation of the tender procedure as a result of inappropriate formal-administrative aspects or errors in the tender procedure

Medium

ineffective tender process in the substantive aspect

Low

the content of tender documentation (unclearly formulating the goals)

6. Risk area: Construction works and assembly of devices Scale:

Risk related to:

Significant

the condition of the area for investment and its availability, adaptation and execution of access roads, errors in the design documentation, fitting infrastructure elements, low experience of the staff, quality of execution, changes in requirements, exceeding the budget and the deadline, insolvency of the investor for completed partial tasks, acceptances

Medium

personnel shortages, technological problems, faults, damage of the equipment in connection with its movement or installation, continuity of deliveries, oversized achieved effects, strikes

Low

problems with subcontractors, accidents, conflicts of competences, difficulties in cooperation between entities

7. Risk area: test start-up Scale:

Risk related to:

Significant

lack of compatibility of infrastructure components and applied solutions, problem with obtaining the occupancy permits

Medium

hardly transparent legal regulations (verification certificate, and the obligation to have a licence for energy generation)

Low

impact of "force majeure" and "fortuitous events" (weather anomalies, breached contract terms, strikes and their consequences i.e., among others, stoppages)

132

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

IMPLEMENTATION PHASE Stage of use of the generating unit 1. Risk area: acceptances and consent to use Scale:

Risk related to:

Significant

acceptances (checking meeting different requirements e.g.: compliance with the design, fire safety regulations, etc.), payments for work (Article 647 of the Civil Code)

Medium

obtaining occupancy permit (completeness of the documentation)

Low

meeting the deadlines specified in the contract with contractors

2. Risk area: generating unit (power plant) management Scale:

Risk related to:

Significant

improper company management process (strategy of action), continuous monitoring and efficiency management, early identification of problems, demand management (forecasting, changes in law and market, competition)

Medium

acquisition of data related to the power plant efficiency (current and real)

Low

data analysis (regularity, periodicity, confidence), reluctance towards innovations

3. Risk area: obtaining the license for energy generation Scale:

Risk related to:

Significant

meeting the requirements specified in Article 33, passage 1 of the Power Law Act

Medium

completion of all required documents related to investment (currently 19 pcs.), as well as internal documents of the company (e.g.: the company deed, balance sheets)

Low

procedure of appeal from the decision of the ERO (long court deadlines)

4. Risk area: energy sales contracts Scale:

Risk related to:

Significant

form of prepared contracts concluded with a power company or other recipients, stability of turnover and prices at the Polish Power Exchange

Medium

stock exchange trade in "green" certificates

Low

responsibility of the parties for failure to meet the terms of the contract

5. Risk area: optimization of the production process Scale:

Risk related to:

Significant

errors at the design stage, wrong use of the location potential, analyses of courses of energy generation process (considering their reliability)

Medium

selection of the most favourable option of the power plant, introduced changes

Low

environmental harmfulness, selection of the proper option of technical and economic solutions

OPERATIONAL /COMPLETION PHASE Investment activity stage 1. Risk area: achievement of the assumed capacities Scale:

Risk related to:

Significant

efficiency (lower performance than the assumed), the applied equipment (its correct use by the personnel, etc.), breaks at work of the power plant related to weather conditions

Medium

high failure rate, contaminations, difference in production depending on the time of day and year (solar power plant), changes with regard to the raw material, its prices and availability of catalysts (biomass), logistics, malfunctions of the load-carrying structure and its corrosion, high impact of weather on operation and failure rate (wind power plants), malfunctions of ground installation and hazards related to the used chemical substances (geothermics)

Low

hidden defects of the equipment, quality of execution of load-carrying structures

133

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

2. Risk area: current maintenance Scale:

Risk related to:

Significant

creation and the implementation of emergency plans

Medium

current inspections (punctuality, quality of substitute devices)

Low

prophylaxis of devices (availability, technical condition, etc.)

3. Risk area: restoration of resources Scale:

Risk related to:

Significant

technological progress (infrastructure ageing)

Medium

damage, wearing out or damage to the infrastructure components

Low

acts of vandalism, grey zone (thefts)

4. Risk area: modernization and development Scale:

Risk related to:

Significant

profitability analysis of modernization works (analytical perspective)

Medium

purchase of incomplete, used devices or devices with malfunctioning subassemblies, modification of the scope of activity (changes in the requirements)

Low

quality of services (competition), application of new solutions and new devices (relevance, effectiveness, costs)

5. Risk area: liquidation Scale:

Risk related to:

Significant

purchase upon request (futures contracts and bonds), exceeding dismantling costs

Medium

the possibility of the power plant equipment elements (no candidates, low repurchase price)

Low

environmental protection

6. Risk area: development of the technical structure after use Scale:

Risk related to:

Significant

possibilities of recycling, costs of environmental protection

Medium

recycling technology (cheap, not complicated), organization of actions (ecology, economics)

Low

re-use of recovered components 7. Risk area: land reclamation

Scale:

Risk related to:

Significant

deformation of lands and their availability

Medium

soil erosion, additional costs related to restoration of useful values

Low

change in the development direction

Tab. 3. Specification of phases in the process of investments in RES with breakdown into stages and risk areas taking into consideration their impact on the investments / source: prepared by the author

4. Types of risk in the RES investment process “Contemporary science has left us no illusions as to the existence of permanent and invariable rules in the world. On the other hand, we are more aware of uncertainty, impossibility and danger, exacerbated especially by technology development. (…) The risk

is integrated into a dynamic, evolutionary model of the world and therefore, it is an objective notion”15. This thesis clearly explains the reality. Risk and uncertainty appear in any creative human activity. Investment risk means acceptance of the fact that the obtained result may be different than expected. It is associated with the impossibility to predict the future. The Investor, at the

W. Szumski, “Ryzyko i świadomość ryzyka” [Risk and risk awareness], (in:) “Społeczeństwo a ryzyko. Multidyscyplinarne studia o człowieku i społeczeństwie w sytuacji niepewności i zagrożenia” [Society and risk. Multidisciplinary studies on people and society in a situation of uncertainty and risk], ed. L.W. Zacher, A. Kiepas, Fundacja Edukacyjna Transformacje, Warsaw/Katowice 1994, p. 12.

134

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

time of making the investment decisions, relies on forecasts and general knowledge that the risk should be taken into account16. The collection of the acquired data comes from various sources, therefore the probability of obtaining discrepancies between the actual and the expected results is real. Variability and unpredictability are directly related to the risk. Although it is possible to assign events to specific probabilities, the result of those activities does not have to be fully balanced. The RES investment process consists of several phases. Each of them differs in terms of the scope of activities, project participants and investment outlays. It is possible to assign, in the phase, several stages having significant impact on the decisions on of the investment implementation and to ascribe them the risk areas representing them. It is necessary to conduct their analyses. Knowledge obtained during these activities allows discovering the hazards and their basis. The Investor, having such knowledge, may counteract or minimize the risk. Bringing risk down to rational minimum enables achieving the assumed goals. For transparency of the risk in the process of investment in RES, for the needs of this article, we have assumed the division of phases and stages proposed in Tab. 3, and assigned particular operations to them.

Summary The article enumerates stages, in subsequent phases of investments in RES, and then attention was focused on the present risk areas. Their diversity results from the specific nature of the investment. An attempt was made to separate areas common for all renewable sources taking account of the degree of their effect on a given project. They are often related phenomena and are interdependent, except for catastrophic phenomena. A set of several of them affects the risk level, irrespective of the areas they come from. The scale of their impact on the whole project in spite of qualification into the same level of significance is different. A non-measurable risk, in certain situations, may have a more important rank than a measurable one. Analysis of risk sources provides information about hazards of the project, which, in turn, enables allocation of resources for minimization of risk’s effects. REFERENCES

1. P. Bukowski, “Metody obiektywizacji ryzyka w inwestycjach infrastrukturalnych w transporcie” [Risk objectivisation methods in infrastructural investments in transport], Wydawnictwo Uniwersytetu Gdańskiego, Gdańsk 2013, pp.10–30. 2. J. Głuchowski, “Leksykon finansów” [Finance Lexicon], Polskie Wydawnictwo Ekonomczne S.A., Warsaw 2001, pp. 266–267. 3. S. Kasiewicz, “Ryzyko inwestowania w polskim sektorze energetyki odnawialnej” [Risk of investment in the Polish renewable power engineering sector], CeDeWu, Warsaw 2012, pp. 26–27.

4. P. Kaszkowski, “Czy »odnawialne« źródła energii faktycznie istnieją?” [Do “renewable” energy sources really exist?], Fundacja Forum Atomowe, Warsaw 2014, www.energiajadrowa.pl/czy-odnawialnezrodla-energii-faktycznie-istnieja/ (accessed on 5.12.16) 5. J. Michalak, “Ryzyko w projektach inwestycyjnych energetyki odnawialnej” [Risk in renewable power engineering investment projects], Poznań University of Technology Academic Journals, No. 79 Electrical Engineering, 2014, pp. 105–106. 6. A. Minasowicz, “Analiza ryzyka w projektowaniu przedsięwzięcia budowlanego” [Risk analysis in designing a construction project], Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warsaw 2008, pp. 13–14. 7. E. Ostrowska, “Ryzyko projektów inwestycyjnych” [Investment project risk], Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warsaw 2002, pp. 10–30. 8. J. Reichert et al., “Who’ s Winning the Clean Energy Race? 2013”, The Pew Charitable Trust, Philadelphia / Washington 2014, www.pewtrusts.org/en/research-and-analysis/reports/2014/04/03/ whos-winning-the-clean-energy-race-2013 (accessed on 5.12.16). 9. General Secretariat of the Council, European Council (23 and 24 October 2014) Conclusions (EUCO 169/14), Brussels 2014, www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pr 10. essdata/PL/ec/145432.pdf (accessed on 5.12.16). 11. W. Szumski, “Ryzyko i świadomość ryzyka” [Risk and risk awareness], (in:) Społeczeństwo a ryzyko. Multidyscyplinarne studia o człowieku i społeczeństwie w sytuacji niepewności i zagrożenia [Society and risk. Multidisciplinary studies on people and society in a situation of uncertainty and risk], ed. Zacher L. W., Kiepas A., Fundacja Edukacyjna Transformacje, Warsaw/Katowice 1994, pp. 12. 12. Z. Tarapata, “Ryzyko inwestycji” [Investment risk], www.tarapata.strefa. pl/p_efektywnosc_systemow_ 13. informatycznych/download/esi_ef_inwest_informat_3 (accessed on 5.12.16). 14. US Energy Information Administration, “Saudi Arabia”, Washington 2014, www.eia.gov/beta/international/country.cfm?iso=SAU (accessed on 5.12.16). 15. H. Woźniak, “OZE: niemieckie wyrachowanie” [RES: German calculation], Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2014, pp. 3. 16. H. Woźniak, “Wsparcie innowacji szyte na miarę” [Custom-made innovation support], Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2015, pp. 8. 17. P. Zaleski, “Perspektywy rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii w Polsce” [Development perspectives of Renewable Energy Sources in Poland], Grupa Defence24, Warsaw 2015, www.energetyka24. com/248159,perspektywy-rozwoju-odnawialnych-zrodel-energiiw-polsce (accessed on 5.12.16). 18. M. Zerka, “Zarządzanie ryzykiem na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Part I: Ogólne zasady zarządzania ryzykiem przedsiębiorstw energetycznych” [Risk management on a competitive electric energy market. General principles of energy companies risk management], www.cire.pl/publikacje/Art_Zerka.pdf (accessed on 5.12.16).

P. Bukowski, “Metody obiektywizacji ryzyka w inwestycjach infrastrukturalnych w transporcie” [Risk objectivisation methods in infrastructural investmentss in transport], Wydawnictwo Uniwersytetu Gdańskiego, Gdańsk 2013, pp.10–30.

135

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | 126–136

Rafał Śpiewak e-mail: rafal.spiewak@gmail.com University of Gdańsk Doctoral candidate at the Faculty of Economics of Gdańsk University. He graduated from Oxford Brookes University (2015), obtaining the title of Master of Science in Business & Human Resource Management. Graduate of the first degree studies, at the Faculty of Management (2014), major: production management and engineering and the 2nd and 1st degree studies at the Faculty of Telecommunications, Computer Science and of Electrical Engineering (2016, 2012), major: electric engineering, UTP University of Science and Technology in Bydgoszcz. Employee of the planning and development office of one of the companies in electric power distribution.

Paula Anna Wesołowska e-mail: paula.anna.wesolowska@gmail.com Kazimierz Wielki University in Bydgoszcz Student of integrated master’s study programs, major: psychology, Studies at the Faculty of Pedagogy and Psychology, Kazimierz Wielki University in Bydgoszcz. The area of her academic interests includes: business psychology, risk psychology and theory of decisions.

136

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rodzaje ryzyk w procesie inwestowania w odnawialne źródła energii elektrycznej Autorzy

Rafał Śpiewak Paula Anna Wesołowska

Słowa kluczowe

ryzyko, faza, etap, skala, obszar, odnawialne źródła energii, inwestowanie

Streszczenie

Rozwój energetyki odnawialnej jest nieunikniony. Bariery administracyjne, finansowe, polityczne, społeczne, środowiskowe czy techniczno-technologiczne są i muszą być minimalizowane. Stanowią one o skali ryzyka ponoszonego przez inwestora. Ryzyko ze względu na specyfikę inwestycji jest wysokie i potęgują je trudności związane z postępującą liberalizacją oraz deregulacją rynku energii. W procesie inwestowania w OZE wyróżnia się kilka faz. Każda z nich dzieli się na etapy, a w nich uwidaczniają się zagrożenia. Rodzaje źródeł odnawialnej energii, mimo różnic w ich pozyskiwaniu i przetwarzaniu na energię użytkową, cechuje wiele elementów wspólnych w zakresie rodzajów ryzyka. W artykule podjęto próbę ich wyspecyfikowania oraz nadania im rangi istotności dla projektu.

Wstęp Odnawialne źródła energii (OZE) – nazwa zaczerpnięta z tłumaczenia definicji ujętej w art. 2 dyrektywy unijnej nr 2009/28/WE z 23 kwietnia 2009 roku w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych – nie jest do końca trafną interpretacją stanu faktycznego. Wynika to z faktu, że słońce, wiatr i woda nie „odnawiają się”. Podobnie jest z energią geotermalną. Zdaniem ekspertów są to źródła niewyczerpywalne w ujęciu czasowym odnoszącym się do życia ludzkiego. Inaczej jest w przypadku biomasy czy biogazu. Odnawianie się tych źródeł jest faktem. Kwalifikowanie ich do grona odnawialnych źródeł energii jest poprawne wyłącznie w przypadku, kiedy będziemy je wytwarzać. Warunkuje to produkcja składników roślinnych i rozwijanie hodowli zwierząt ubojnych. Same z siebie się odnawiać nie będą 1. W związku z tym biomasa i biogaz nie są źródłami odnawialnymi. Sformułowanie „odnawialne źródła energii”, wykorzystywane we wszelkiego typu publikacjach i dokumentach źródłowych, przyjęło się w mowie potocznej. Nie ma potrzeby tego zmieniać. Konieczna jest świadomość jego znaczenia. Jest to szczególnie ważne dlatego, że polski ustawodawca w dokumencie Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 roku, w art. 3 pkt 20 definiuje OZE jako „źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, aerotermalną, geotermalną, hydrotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu pochodzącego ze składowisk odpadów, a także biogazu powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków

albo rozkładu składowanych szczątków roślinnych i zwierzęcych”2. Potentatami w nakładach inwestycyjnych na energetykę odnawialną są: Chiny, USA oraz Niemcy. Posiadają oni wspólnie powyżej 55% globalnych mocy produkcyjnych ze źródeł odnawialnych. Znacząco wzrost inwestycji w tym obszarze obserwowany jest w takich krajach, jak: Filipiny, Indie, RPA, Meksyk, Wielka Brytania, Włochy, Brazylia, Kanada, Australia oraz Japonia. Niektóre państwa przeznaczają na ten cel nawet blisko 1% swego PKB (RPA)3. Do tego wyścigu o pozycję światowego lidera w dziedzinie takich inwestycji włączyła się Arabia Saudyjska4. Polska również nie odwraca się od inwestycji w OZE. Nie można jednak powiedzieć, że na te źródła jest kładziony szczególny nacisk. Działania w tym obszarze inspirowane są zobowiązaniami w zakresie zielonej energii. Zawarto je w Dyrektywie 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego oraz w Protokole z Kioto z grudnia 1997 roku, stanowiącym uzupełnienie Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu z maja 1992 roku. Do motywatorów na rzecz tych działań zalicza się również przewidywany do 2020 roku wzrost nawet do 20% zapotrzebowania na energię elektryczną i ograniczone możliwości odtworzeniowe istniejących konwencjonalnych źródeł energii, które spełniałyby zalecenia wymienionych dokumentów. Kierunek polityki klimatycznej, prowadzonej przez Unię Europejską, wymuszać będzie dalszy wzrost udziału OZE5. W Europie w zakresie energii odnawialnej „Niemcy mają bardzo mocną pozycję w UE, przez co mogą istotnie wpływać na jej decyzje”6 i przez to współtworzyć politykę regionalną w tym zakresie. Rozwój

odnawialnych źródeł energii w kraju nie jest usystematyzowany. Jego udział w przyroście nowych mocy jest zróżnicowany. Z danych statystycznych za lata 2014–2015 wynika, że na 304,3 MW aż 284 MW stanowiły elektrownie wiatrowe. Dynamicznie rozwija się rynek paneli fotowoltaicznych, gdzie odnotowano wzrost mocy z 21 MW do ok. 36 MW, a do końca 2015 roku wartość ta wyniosła blisko 39,1 MW. Stagnacja natomiast odnotowywana jest w przypadku źródeł biomasowych i biogazowych, a przyrost w elektrowniach wodnych jest znikomy. Potwierdzeniem tego są dane zestawione i przedstawione poniżej w tab. 1. Takie uwarunkowania sprawiły, że powstała konieczność daleko idącej przebudowy polskiego Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), czego nie do końca byliśmy świadomi w momencie podpisywania traktatu akcesyjnego7. 1. Proces inwestycyjny w OZE Procesu inwestycyjnego w OZE zatrzymać się nie da, gdyż takie są założenia globalnei akceptowane są one przez znaczną część społeczeństwa. Ponadto niesie on znamiona relatywnie wysokich zysków w bliższej lub dalszej perspektywie. Nie wstrzymają go też kolejne zmiany w ustawodawstwie prawnym, nawet tym narzuconym i niekonsultowanym społecznie. Sam proces inwestycyjny składa się z kilku faz. Najprostsza formuła to: faza przedinwestycyjna, realizacyjna i zakończeniowa. W tab. 2 przedstawiono przyporządkowanie każdej z faz, etapów i operacji najczęściej analizowanych w procesie inwestycyjnym. Każda z faz zawiera szereg działań natury operacyjnej i organizacyjnej. Operacje inwestycyjne w określonych sytuacjach mogą

Kaszkowski P., Czy „odnawialne” źródła energii faktycznie istnieją?, Fundacja Forum Atomowe, Warszawa 2014 [online], www.energiajadrowa.pl/czy-odnawialne-zrodla-energiifaktycznie-istnieja/ [dostęp: 5.12.2016]. Dz.U. z 2012 r., poz. 1059 z późn. zm. 3 Reichert J. i in., Who’ s Winning the Clean Energy Race? 2013, The Pew Charitable Trust, Philadelphia, Washington 2014 [online], www.pewtrusts.org/en/research-and-analysis/ reports/2014/04/03/whos-winning-the-clean-energy-race-2013 [dostęp: 5.12.2016). 4 US Energy Information Administration, Saudi Arabia, Washington 2014 [online], www.eia.gov/beta/international/country.cfm?iso=SAU [dostęp: 5.12.2016]. 5 Konkluzje (EUCO 169/14), Sekretariat Generalny Rady, Rada Europejska, 23–24 października 2014, Bruksela [online], www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/PL/ec/145432.pdf [dostęp: 5.12.2016]. 6 Woźniak H., OZE: niemieckie wyrachowanie, Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2014, s. 3. 7 Zaleski P., Perspektywy rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii w Polsce, Grupa Defence24, Warszawa 2015 [online], www.energetyka24.com/248159,perspektywy-rozwojuodnawialnych-zrodel-energii-w-polsce [dostęp: 5.12.2016]. 1 2

137

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rodzaj OZE

31.12.2014 [MW]

30.06.2015 [MW]

Zmiana [MW]

Zmiana [%]

Elektrownie na biogaz

188,549

191,381

2,832

1,5

Elektrownie na biomasę

1008,245

Elektrownie fotowoltaiczne

21,004

35,586

14,582

69,4

Elektrownie wiatrowe

3833,832

4117,421

283,589

7,4

Elektrownie wodne

977,007

980,323

3,316

0,3

Łącznie

6028,637

6332,956

304,319

Tab. 1. Rozwój OZE / źródło: opracowanie własne na podstawie: www.cire.pl

FAZA PRZEDINWESTYCYJNA Etap analityczny (koncepcyjny)

Etap przygotowawczy

Etap prawnoadministracyjny

1. Lokalizacja, badania terenu

1. Planowanie

1. Prawo do terenu

2. Ocena zasobów energetycznych

2. Projektowanie

2. Decyzje o uwarunkowaniach środowiskowych

3. Oddziaływanie na środowisko

3. Infrastruktura

3. Decyzje o warunkach zabudowy

4. Uwarunkowania społeczne

4. Logistyka

4. Zgoda na inwestycję ze strony urzędów

5. Wybór sposobu realizacji inwestycji (biznesplan)

5. Zgoda na przyłączenie do sieci elektroenergetycznej

6. Decyzja inwestora o realizacji projektu FAZA REALIZACYJNA Etap finansowania

Etap użytkowania jednostki wytwórczej

Etap wykonawczy

1. Kontrola kosztów na każdym etapie

1. Obsada stanowisk i szkolenia

1. Odbiory i zgoda na użytkowanie

2. Optymalizacja rozwiązań ekonomiczno-technicznych

2. Uszczegółowiony projekt techniczny

2. Zarządzanie jednostką wytwórczą (elektrownią)

3. Inżynieria finansowa

3. Poszukiwanie i wybór wykonawców

3. Uzyskanie koncesji na produkcję energii

4. Forma finansowania

4. Negocjacje i kontrakty

4. Umowy sprzedaży energii

5. Ubezpieczenia

5. Zakupy i dostawy

5. Optymalizacja procesu produkcjyjnego

6. Prace budowlane i montaż urządzeń

7. Próbny rozruch

FAZA OPERACYJNA / ZAKOŃCZENIOWA Etap działalności inwestycji

1. Osiągnięcie zakładanych wydajności

2. Bieżąca konserwacja

3. Odtwarzanie zasobów

4. Modernizacja i rozwój

5. Likwidacja

6. Zagospodarowanie poużytkowe obiektu technicznego

7. Rekultywacja terenu

Tab. 2. Etapy inwestycji w OZE / źródło: opracowanie własne na podstawie wymienionych w artykule publikacji

być prowadzone równolegle i od inwestora zależy ich przyporządkowanie. Przykład: w etapie koncepcyjnym lokalizacje można

rozważać równolegle z elementami logistyki czy możliwościami przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Błędem nie będzie

na tym etapie sprawdzenie stanu prawnego terenu, uwarunkowań środowiskowych itp., mimo że każda z tych operacji pochodzi z innego etapu inwestycyjnego. Fazy mogą się różnić od siebie w niektórych elementach w zależności od rodzaju inwestycji w OZE. Przykładowo dla instalacji solarnej posiadającej moduły fotowoltaiczne tok postępowania przy realizacji inwestycji jest różny dla systemów wolno stojących i dla systemów dołączonych do sieci energetycznej. Minimum kilka lat trwa natomiast proces inwestycyjny związany z budową elektrowni wiatrowej. Jest on stosunkowo wielowariantowy. Wydłużony cykl realizacji sprawia, że zmianom ulegają lub mogą ulec różne procedury, np.: formalnoprawne, logistyczne, sfery budowlanej czy współpracy z siecią elektroenergetyczną. Jeszcze bardziej skomplikowany ze względu na konieczność uzyskania szeregu pozwoleń, akceptacji społecznej i dostępu do surowca wydaje się proces inwestycyjny w elektrownię na biogaz. Nieco mniej problemów sprawia proces rozwoju istniejącej infrastruktury i jej modernizacja. Wszystko to za sprawą znanych już przez inwestorów z wcześniejszych działań uwarunkowań formalnoprawnych, środowiskowych, socjoekonomicznych, jak i posiadanych pozwoleń. Problemu nie stanowi także najczęściej logistyka, z powodu istniejącej już bazy. Jeżeli proces rozwoju nie jest związany z poszerzeniem obszarowym obiektów, to eliminuje się tym samym wszelkie działania związane z pozyskaniem terenów i uzyskaniem zezwoleń lokalizacyjnych. Istotne natomiast są działania w zakresie możliwości przesyłowych i KSE oraz aspekty bezpieczeństwa pracy. Wszystkie te możliwe zmienne są bezpośrednio lub pośrednio czynnikami ryzyka. 2. Specyfka inwestycyji w OZE Każda inwestycja w obszarze wytwarzania energii elektrycznej ma pewne ograniczenia. Inwestowanie w OZE cechują wysokie koszty kapitałowe i finansowe, długi horyzont czasowy inwestycji, ograniczenia wyboru lokalizacji, konieczność zbudowania przyłącza do sieci elektroenergetycznej w zależności od potrzeb, brak swobody dysponowania mocą wytwórczą przez producenta, niestabilność produkcji, potrzeba rezerwowania mocy oraz uzależnienie od państwa w zakresie regulacji prawnych8. Finansowanie utrudniają ograniczenia w zakresie zawierania długookresowych kontraktów gwarantowanych przez państwo. Ponadto trudne do oszacowania są ryzyka związane z obecnie postępującą liberalizacją i deregulacją rynków energii. Niezbędna restrukturyzacja branży elektroenergetycznej także niesie z sobą niepewność. Rozwój mechanizmów konkurencyjności, narażenie inwestora na wahania cen energii, brak (ograniczenia) gwarancji kredytowych państwa lub bezpośredniej pomocy, kształtowanie się nowych warunków rynku energii związanej z dostępem do różnych jej nośników, uzależnienie producentów energii od sieci przesyłowej, rozproszona odpowiedzialność za utrzymanie pracy systemu i coraz

Michalak J., Ryzyko w projektach inwestycyjnych energetyki odnawialnej, Poznań University of Technology Academic Journals 2014, nr 79 Electrical Engineering, s. 105–106.

138

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

FAZA PRZEDINWESTYCYJNA Etap analityczny (koncepcyjny) 1. Obszar ryzyka: wybór lokalizacji i badania terenu Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

prawem własności, stanem prawnym nieruchomości, przeznaczeniem terenu, zasobami energetycznymi i surowcowymi, kryterium odległościowym, kryterium wzajemnego oddziaływania, kryterium ekonomicznym, oceną zagrożeń środowiskowych

Średnie

decyzyjnością władz lokalnych, ukształtowaniem terenu, procedurą zmian, badaniami archeologicznymi, badaniami geologicznymi, badaniami geotechnicznymi, badaniami warunków meteorologicznych, badaniami hydrologicznymi, badaniami architektonicznymi oraz budowlanymi itd.

Małe

uwarunkowaniami społecznymi

2. Obszar ryzyka: ocena zasobów energetycznych Skala:

Ryzyko związane z:

Istotne

niskimi zasobami energetycznymi źródła odnoszącymi się do warunków: wietrznych, słonecznych, wodnych, termicznych, małej dostępności surowca

Średnie

konstrukcyjno-technologicznym pozyskiwaniem zasobów energetycznych, zmiennością cen surowca, możliwością zmian profilu produkcyjnego dostawców surowca

Małe

zmianą otoczenia elektrowni (np.: szorstkość terenu, regulacja nabrzeży, zmiana profilu gospodarstw itp.)

3. Obszar ryzyka: oddziaływanie na środowisko Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

wykonaniem raportu oddziaływania elektrowni na środowisko, uzyskaniem decyzji środowiskowych

Średnie

zmianami planów będących następstwem ograniczeń związanych z przepisami dotyczącymi ochrony środowiska

Małe

zmianami w technologii lub zakresie zakładanych parametrów pracy instalacji (np.: sąsiedztwo obszarów wrażliwych, obowiązujące plany ochrony, szczegółowy zakres inwestycji, jej wielkość, terenowa inwentaryzacja przyrodnicza itd.)

4. Obszar ryzyka: uwarunkowania społeczne Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

konsultacjami społecznymi (brakiem akceptacji społecznej), protestami

Średnie

aspektami społecznymi (zmianami w komforcie życia mieszkańców blisko elektrowni)

Małe

konsultacjami z władzami lokalnymi, procesem edukacyjnym lokalnej społeczności, procedurą administracyjną (zapewnienie udziału społeczności lokalnej w Ocenie Oddziaływania Środowiskowego)

FAZA PRZEDINWESTYCYJNA Etap przygotowawczy 1. Obszar ryzyka: planowanie Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

błędami planistycznymi (np. nieuwzględnienie specyficznych warunków projektu czy niedoszacowanie kosztów), błędami w zarządzaniu procesem na etapie przygotowania

Średnie

procedurą planistyczną (długi czas przygotowania dokumentów), ekspertyzą wpływu przyłączonych instalacji na system energetyczny i innymi tego typu analizami, możliwością rozbieżności między założeniami a efektem końcowym

Małe

zmianami klimatycznymi i innymi zjawiskami przyrodniczymi mającymi charakter katastroficzny

2. Obszar ryzyka: projektowanie Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

błędnymi założeniami (np.: nietrafiony dobór technologii i niedopasowanie mocy instalacji do planowanej produkcji energii), niedostosowaniem projektu do potrzeb (np.: drogi dojazdowe, budowle, przyłącza do sieci i wewnętrznej infrastruktury elektrycznej), koniecznością lub żądaniami zmian w projekcie (np.: w wyniku badań architektonicznych oraz budowlanych, geotechnicznych warunków posadowienia obiektów budowlanych)

Średnie

jakością projektu (niejasne wymagania, przedłużony proces zatwierdzania), modyfikacją projektu (niezrozumienie specyfikacji, dokumentacji przetargowej), przekroczeniem harmonogramu i budżetu zakładanych dla etapu projektowania

Małe

uzyskaniem zezwoleń i pozwolenia na budowę, procesem decyzyjnym inwestora

139

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

3. Obszar ryzyka: infrastruktura Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

przygotowaniem infrastruktury (warunki: pogodowe, projektowe, prawne, zaopatrzeniowe, wykonawcze itp.), tworzeniem infrastruktury w ujęciu dostępności terenu (stabilne warunki geologiczne) i stanem sieci dróg publicznych oraz budową dróg dojazdowych i wewnętrznych tymczasowych, współpracą z KSE w odniesieniu do ukształtowania terenu i odległością do GPZ (Głównego Punktu Zasilającego) operatora oraz mocą zainstalowanych transformatorów czy przepustowością linii, czasem oczekiwania na warunki przyłączenia w przypadku małych jednostek wytwórczych, brakiem gwarancji przyłączenia do systemu elektroenergetycznego

Średnie

infrastrukturą przyłączeniową (wewnętrzną, zewnętrzną), stanem terenu pod budowę (problemy hydrologiczne, skażenia, zanieczyszczenia), słabą kontrolą kosztów na tym etapie prac, terminem wykonania, zaopatrzeniem i dostawami, jakością dokumentacji projektowej i stanem wykonania prac

Małe

protestami społecznymi (uciążliwość prac budowlanych), dostępem do wykwalifikowanej siły roboczej, odkryciami archeologicznymi, niewybuchami, zmianami wymagań inwestora lub organów nadzoru, problemami z podwykonawcami, zmianami norm bezpieczeństwa i norm branżowych

4. Obszar ryzyka: logistyka Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

wypadkami i uszkodzeniami sprzętu, terminowością dostaw, brakiem płynności finansowej inwestora, brakiem precyzyjnych informacji

Średnie

złym zabezpieczeniem przewożonych elementów jednostkek wytwórczych, niewłaściwym wyborem trasy transportu, dostawami materiałów złej jakości, dostawami innych materiałów niż zamawiane, brakiem płynności finansowej podwykonawcy

Małe

stanem dróg dojazdowych oraz wewnętrznych tymczaoswych, odpowiednim składowaniem i ochroną dostaw, dostępnością sprzętu i jego efektywnością, awariami i usterkami sprzętu logistycznego

5. Obszar ryzyka: wybór sposobu realizacji inwestycji (biznesplan) Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

wyborem systemu realizacji inwestycji (generalny wykonawca, system pakietowy, inwestor zastępczy, Management Contracting)

Średnie

niemożnością podjęcia decyzji realizacji projektu w związku ze złą współpracą inwestora z pozostałymi podmiotami

Małe

brakiem akceptacji ze strony współpartnerów, niezadowoleniem pracowników

6. Obszar ryzyka: decyzja inwestora o realizacji projektu Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

rodzajem ryzyka (projektu, przedsiębiorstwa, właściciela kapitału)

Średnie

planowanym terminem rozpoczęcia i zakończenia inwestycji, wyborem technologii, formą finansowania

Małe

doborem zespołu kierowniczego

FAZA PRZEDINWESTYCYJNA Etap prawnoadministracyjny 1. Obszar ryzyka: prawo do terenu Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

prawem własności (windykacja cen przy zakupie)

Średnie

służebnością przesyłu, służebnością gruntową, najmem (zmiany opłat, konflikty z właścicielem terenu)

Małe

użytkowaniem, dzierżawą (zmiany opłat czynszowych, utrudnienia w korzystaniu)

2. Obszar ryzyka: decyzje o uwarunkowaniach środowiskowych Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

złożeniem dokumentów do władz lokalnych o wydanie decyzji środowiskowych (możliwy konflikt z częścią lokalnej społeczności, wydłużenie procedur, blokowanie inwestycji)

Średnie

ochroną środowiska (zalecenia wprowadzania zmian do projektu)

Małe

ekspertyzami środowiskowymi mogącymi skutkować zmianami decyzji

3. Obszar ryzyka: decyzje o warunkach zabudowy

140

Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

procesem decyzyjnym władz lokalnych (ustalenie warunków zabudowy i zagospodarowania terenu następuje w formie decyzji)

Średnie

pozyskaniem zezwoleń

Małe

wykonaniem projektów technicznych

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

4. Obszar ryzyka: zgoda na inwestycje ze strony urzędów Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

uzyskaniem zgody na budowę – Prawo budowlane, art. 28 (Dz.U. z 1994 r., nr 89, poz. 414), realizacją pod dyktando różnych grup nacisku, nadmiernymi unormowaniami, lukami prawnymi, wadliwą redakcją aktu prawnego

Średnie

skompletowaniem projektu budowlanego (umożliwia ubieganie się o wydanie pozwoleń na budowę), nadużywaniem prawa, nieznajomością prawa przez decydentów i urzędników

Małe

zgodą na budowę obiektów pomocniczych (stacja przekaźnikowa z transformatorami, monitoring itp.), nieprzewidywalnością przepisów i różnorodnością ich interpretacji przez urzędników

5. Obszar ryzyka: zgoda na przyłączenie do sieci elektroenergetycznej Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

możliwością wystąpienia zmian prawnych dotyczących wydania warunków przyłączeniowych

Średnie

wydłużonym czasem wydania warunków przyłączeniowych (podstawa do rozpoczęcia prac projektowych i budowlano-montażowych oraz ich finansowania)

Małe

służebnością przesyłu i służebnością gruntową

FAZA REALIZACYJNA Etap finansowania 1. Obszar ryzyka: kontrola kosztów na każdym etapie Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

przekroczeniem wartości szacunkowych nakładów inwestycyjnych na poszczególnych etapach projektu i kosztów eksploatacji inwestycji oraz ewentualnej likwidacji firmy, wstrzymaniem lub zaniechaniem inwestycji

Średnie

kosztami opodatkowania wynikającymi z nieprawdziwości przyjętych założeń podatkowych (np. kwalifikowalności kosztów, zwolnień podatkowych), zmianami w podatku: dochodowym od osób prawnych, podatku VAT, podatku od zysków kapitałowych, opłacie skarbowej itd., inną od przewidywanej na etapie oferty wartości stóp procentowych, zmianą kursów walutowych, zmianą wysokości inflacji, brakiem możliwości zrefinansowania inwestycji lub zmiany warunków na lepsze, niższą rentownością

Małe

wartością resztową (nieprzewidziane w analizach nakłady, różnice kosztów rzeczywistych, utrata wartości inwestycji po jej zakończeniu)

2. Obszar ryzyka: optymalizacja rozwiązań ekonomiczno-technicznych Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

niedoinwestowaniem lub przeinwestowaniem, określeniem współczynnika wydajności, kosztami utrzymania (osobowe, materiałowe itd.), kosztami eksploatacji, nowoczesnym parkiem maszynowym, niezawodnością i wysoką jakością urządzeń, technologią pozyskiwania energii

Średnie

słabą kontrolą kosztów, ustaloną ceną (za wysoka lub za niska), niedotrzymywaniem terminu dostaw, wypadkami, karami umownymi, doborem urządzeń pomocniczych (np. na potrzeby instalacji fotowoltaicznej; akumulator, regulator ładowania itp.), współczynnikiem sprawności urządzeń

Małe

wzrostem cen mediów i usług, zleceniem prac analitycznych, projektowych i wykonawczych zespołowi specjalistów lub firmie zewnętrznej, formą ubezpieczenia inwestycji

3. Obszar ryzyka: inżynieria finansowa Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

oceną ekonomiczną projektu (duże nakłady inwestycyjne), stopniem wykorzystania dźwigni operacyjnej oraz dźwigni finansowej

Średnie

opracowaniem studiów rentowności (trafność założeń)

Małe

dokładnymi pomiarami zasobów energetycznych (inwestycja na lata)

4. Obszar ryzyka: forma finansowania Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

pozyskaniem finansowania (niemożność pozyskania finansowania własnego i dłużnego pozwalającego na rozpoczęcie robót i ich kontynuację zgodnie z harmonogramem), brakiem możliwości pozyskania lub koniecznością zwrotu dotacji z programów UE, programów regionalnych lub środków krajowych

Średnie

zmianami warunków finansowania (oprocentowanie kredytów, marży przygotowawczej, podstawowych współczynników wypłacalności)

Małe

zmianami w zakresie możliwości wykorzystania dotacji publicznych

5. Obszar ryzyka: ubezpieczenia Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

wyższym rzeczywistym kosztem ubezpieczenia niż zakładany na etapie przetargu

Średnie

zmianami na rynku ubezpieczeń, możliwością upadłości firmy ubezpieczeniowej

Małe

niemożnością ubezpieczenia określonego ryzyka wynikłego z nieprzewidzianych okoliczności, klęskami żywiołowymi

141

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

FAZA REALIZACYJNA Etap wykonawczy 1. Obszar ryzyka: obsada stanowisk i szkolenia Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

niewłaściwym określeniem stanowiska lub zadaniami do realizacji, brakiem wykwalifikowanej kadry, brakiem motywatorów

Średnie

nieinwestowaniem w rozwój pracowników (brak kandydatów do awansu, brak zwrotu nakładów w kapitał ludzki), niejasnymi kryteriami weryfikacyjnymi

Małe

restrukturyzacją lub zwolnieniami, konfliktami interpersonalnymi w zespole wynikającymi z woli awansu i wzajemnej konkurencji

2. Obszar ryzyka: uszczegółowiony projekt techniczny Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

spełnieniem wymogów rozporządzenia ministra infrastruktury z dnia 2 września 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu i formy dokumentacji projektowej (Dz. U. 2004 Nr 202, poz. 2072), zmianami prawnymi, branżowymi i ograniczonym dostępem do nich, w trakcie przygotowywania projektu (opóźnienia, poprawki, koszty)

Średnie

błędami formalnymi (kosztorys, oferta na realizację prac, specyfika urządzeń i materiałów)

Małe

uzyskaniem opinii i uzgodnień od odpowiednich instytucji

3. Obszar ryzyka: poszukiwanie i wybór wykonawców Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

określeniem kryterium wyboru wykonawcy, sporządzeniem umowy, możliwością upadłości firm współpracujących

Średnie

posiadaniem uprawnień i zaplecza technicznego przez wykonawcę

Małe

wiarygodnością potencjalnego wykonawcy

4. Obszar ryzyka: negocjacje i kontrakty Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

tożsamością (wiąże się z zawieraniem umów z firmami prawnie nieistniejącymi), wyborem producentów podstawowych urządzeń (renoma, opinia, parametry, cena)

Średnie

zakontraktowaniem usług, szarą strefą (korupcja)

Małe

niedotrzymaniem warunków kontraktu lub umowy

5. Obszar ryzyka: zakupy i dostawy Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

unieważnieniem postępowania przetargowego wskutek niewłaściwych aspektów formalnoadministracyjnych lub błędów w przeprowadzeniu przetargu

Średnie

nieefektywnym procesem przetargowym w aspekcie merytorycznym

Małe

treścią dokumentacji przetargowej (niejasno formułującej cele)

6. Obszar ryzyka: prace budowlane i montaż urządzeń Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

stanem terenu pod inwestycje i jego dostępnością, adaptacją i wykonaniem dróg dojazdowych, błędami w dokumentacji projektowej, dopasowaniem elementów infrastruktury, małym doświadczeniem kadry, jakością wykonania, zmianami wymagań, przekroczeniami budżetu i terminu, niewypłacalnością inwestora za zrealizowane zadania częściowe, odbiorami

Średnie

brakami kadrowymi, problemami technologicznymi, usterkami, zniszczeniami sprzętu w związku z jego przemieszczaniem lub montażem, ciągłością dostaw, przewymiarowaniem uzyskiwanych efektów, strajkami

Małe

problemami z podwykonawcami, wypadkami, konfliktami kompetencji, trudnościami we współpracy podmiotów

7. Obszar ryzyka: próbny rozruch

142

Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

brakiem kompatybilności składników infrastruktury i zastosowanych rozwiązań, problemem uzyskania pozwoleń na użytkowanie

Średnie

mało przejrzystymi regulacjami prawnymi (protokół sprawdzenia a obowiązek posiadania koncesji na wytwarzanie energii)

Małe

działaniem „siły wyższej” i „zdarzeniami losowymi” (anomalie pogodowe, złamanie warunków kontraktu, strajki i ich następstwa, tj. m.in. przestoje)

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

FAZA REALIZACYJNA Etap użytkowania jednostki wytwórczej 1. Obszar ryzyka: odbiory i zgoda na użytkowanie Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

odbiorami (sprawdzeniem, czy są spełnione różne wymagania, np.: zgodność z projektem, przepisami ppoż. itd.), płatnościami za dzieło (art. 647 k.c.)

Średnie

uzyskaniem zgody na użytkowanie (kompletność dokumentacji)

Małe

zachowaniem terminów określonych w umowie z wykonawcami

2. Obszar ryzyka: zarządzanie jednostką wytwórczą (elektrownią) Skala:

Ryzyko związane z:

Istotne

niewłaściwym procesem kierowania firmą (strategia działania), ciągłym monitorowaniem i zarządzaniem wydajnością, wczesnym rozpoznawaniem problemów, zarządzaniem popytu (prognozowanie, zmiany w prawie i rynkowe, konkurencja)

Średnie

pozyskiwaniem danych związanych z wydajnością elektrowni (aktualne i rzeczywiste)

Małe

analizą danych (regularność, okresowość, ufność), niechęcią do innowacyjności

3. Obszar ryzyka: uzyskanie koncesji na produkcję energii Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

spełnieniem wymagań określonych w art. 33 ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne

Średnie

skompletowaniem wszystkich wymaganych dokumentów związanych z inwestycją (aktualnie 19 szt.), jak i wewnętrznych dokumentów firmy (np.: umowa spółki, bilanse)

Małe

procedurą odwoławczą od decyzji URE (długie terminy sądowe)

4. Obszar ryzyka: umowy sprzedaży energii Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

formą sporządzonych umów zawieranych z firmą energetyczną lub innymi odbiorcami, stabilnością obrotów i cen na Towarowej Giełdzie Energii

Średnie

obrotami na giełdzie „zielonymi” certyfikatami

Małe

odpowiedzialnością stron za niedotrzymanie warunków umowy

5. Obszar ryzyka: optymalizacja procesu produkcyjnego Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

błędami na etapie projektowym, złym wykorzystaniem potencjału lokalizacji, analizami przebiegów procesu wytwarzania energii (ropatrując ich rzetelność)

Średnie

wyborem najkorzystniejszego wariantu elektrowni, wprowadzanymi zmianami

Małe

szkodliwością środowiskową, wyborem właściwego wariantu rozwiązań technicznych i ekonomicznych

FAZA OPERACYJNA / ZAKOŃCZENIOWA Etap działalności inwestycji 1. Obszar ryzyka: osiągnięcie zakładanych wydajności Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

efektywnością (niższe osiągi od zakładanych), zastosowanym sprzętem (prawidłowe jego wykorzystanie przez personel itd.), przerwami w pracy elektrowni związanymi z warunkami pogodowymi

Średnie

wysokim wskaźnikiem awaryjności, zabrudzeniami, różnicą w produkcji w zależności od pory dnia i roku (elektrownia solarna), zmianami w zakresie surowca, jego cen i dostępności katalizatorów (biomasa), logistyką, awariami konstrukcji nośnej i jej korodowaniem, dużym wpływem pogody na pracę i awaryjność (elektrownie wiatrowe), awariami instalacji naziemnych i niebezpieczeństwami związanymi ze stosowanymi substancjami chemicznymi (geotermia)

Małe

wadami ukrytymi sprzętu, jakością wykonania konstrukcji nośnych

2. Obszar ryzyka: bieżąca konserwacja Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

tworzeniem i realizacją planów antyawaryjnych

Średnie

bieżącymi przeglądami (terminowość, jakość urządzeń zastępczych)

Małe

profilaktyką urządzeń (dostępność, stan techniczny itd.)

143

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

3. Obszar ryzyka: odtwarzanie zasobów Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

postępem technologicznym (starzenie się infrastruktury)

Średnie

uszkodzeniami, wyeksploatowaniem lub zniszczeniami składników infrastruktury

Małe

aktami wandalizmu, szarą strefą (kradzieże)

4. Obszar ryzyka: modernizacja i rozwój Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

analizą opłacalności prac modernizacyjnych (analityczne ujęcie)

Średnie

zakupem urządzeń niekompletnych, używanych lub z niesprawnymi podzespołami, modyfikacji zakresu działalności (zmiany wymagań)

Małe

jakością usług (konkurencja), zastosowaniem nowych rozwiązań i nowych urządzeń (zasadność, efektywność, koszty)

5. Obszar ryzyka: likwidacja Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

wykupem na żądanie (kontrakty terminowe oraz obligacje), przekroczeniem kosztów demontażu

Średnie

możliwością sprzedaży elementów wyposażenia elektrowni (brak chętnych, niska cena odkupu)

Małe

ochroną środowiska

6. Obszar ryzyka: zagospodarowanie poużytkowe obiektu technicznego Skala:

Ryzyko związane z:

Istotne

możliwościami recyklingu, kosztami, ochroną środowiska

Średnie

technologią recyklingu (tania, nieskomplikowana), organizacją działań (ekologia, ekonomia)

Małe

ponownym użyciem odzyskanych składników

7. Obszar ryzyka: rekultywacja terenu Skala

Ryzyko związane z:

Istotne

zdeformowaniem gruntów i ich dostępnością

Średnie

erozją gruntów, dodatkowymi kosztami związanymi z przywróceniem wartości użytecznych

Małe

zmianą kierunku zagospodarowania

Tab. 3. Zestawienie faz w procesie inwestycji w OZE z podziałem na etapy i obszary ryzyka z uwzględnieniem ich wpływu na inwestycje / źródło: opracowanie własne

większa swoboda odbiorców w zakresie wyboru dostawcy energii to elementy postępujących zmian9. Wszystkie te czynniki stanowią o specyfice inwestycji w OZE. Istotne są też bariery w rozwoju odnawialnych źródeł, do których zaliczyć można: skomplikowane procedury administracyjne, niepewne otoczenie prawne, działalność polityków, a nawet partii politycznych nieprzychylna dla OZE, protesty społeczne, czy terenowe trudności z przyłączami tych źródeł do KSE. Przyjmując, że inwestycje w OZE posiadają znamiona innowacyjności, to do rangi znaczącej bariery urasta „szczególnie w przedsiębiorstwach kontrolowanych przez Skarb Państwa – brak akceptacji dla ponoszenia porażek biznesowych”10. Istnieją jeszcze bariery obiektywne wynikające z zasobów źródeł w danym rejonie, ukształtowania terenu, lokalizacji stref

ochronnych przyrody, rozproszenia zabudowań11 itp. Wszystko to sprawia, że zainteresowanie firm mogących inwestować w Polsce w zakresie OZE, dysponujących najnowocześniejszą technologią, zasobami finansowymi i strukturami organizacyjnymi, maleje. Lukę tę wypełniają prokonsumenci i mniejsze organizacje. 3. Kategoryzacja ryzyka w OZE Ustalenie rodzajów ryzyka w procesie inwestycyjnym jest ważną kwestią. „W procesie opracowywania projektu inwestycyjnego według założeń technicznych, eksploatacyjnych i ekonomicznych, jak również według kryteriów doboru mierników oceny ich efektywności ekonomicznej (wartość zaktualizowana netto NPV, wewnętrzna stopa zwrotu IRR), ważne jest ustalenie rodzajów ryzyka”12. Do tego, że istnieje wiele

możliwości kategoryzacji ryzyka, nie trzeba nikogo przekonywać. Wystarczy zapoznać się nawet pobieżnie z wieloma pozycjami dotyczącymi zagadnień OZE. Próba identyfikacji ryzyka w procesie inwestycji w OZE uświadamia złożoność tej tematyki, gdyż jego kategoryzacja uzależniona jest od przyjętego kryterium, jego podziału. K. Marcinek podzielił ryzyko ze względu na poziom jego uniwersalności. Inny podział zaproponowali R.L. Kliem i I.S. Ludin, przyjmując kryterium przeciwstawności, np.: akceptowalne ryzyko i nieakceptowalne, krótkoterminowe oraz długoterminowe itd. „Kryterium wyodrębniania kategorii ryzyka może być również czas jego występowania w cyklu życia projektu. Biorąc pod uwagę to kryterium, można wyróżnić kategorie ryzyka charakterystyczne dla określonej fazy życia projektu i kategorie obecne w całym okresie

Zerka M., Zarządzanie ryzykiem na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Część I: Ogólne zasady zarządzania ryzykiem przedsiębiorstw energetycznych [online], www.cire.pl/publikacje/Art_Zerka.pdf [dostęp: 5.12.2016). Woźniak H., Wsparcie innowacji szyte na miarę, Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2015, s. 8. 11 Kasiewicz S., Ryzyko inwestowania w polskim sektorze energetyki odnawialnej, CeDeWu, Warszawa 2012, s. 26–27. 12 Ostrowska E., Ryzyko projektów inwestycyjnych, Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warszawa 2002, s. 10–30. 9

144

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

życia projektu”13. Inny stosowany podział to: kryterium skutków decyzji inwestycyjnej, efektywnego doboru projektu14, alternatywy, otoczenia i postępu technologicznego15 itd. Dokonując identyfikacji ryzyka, powinno się oszacować cały zakres potencjalnego zagrożenia, biorąc pod uwagę jego kategorie właściwe dla danej inwestycji OZE. Taki wniosek nasuwa się po analizie literatury dotyczącej tematu, ale czy aby na pewno? Ryzyko nie będzie mniej istotne, mniej prawdopodobne, lepiej kontrolowane, w zależności od tego, do jakiej kategorii zostanie zaliczone. Kategoryzacja nie pomoże także w znalezieniu skuteczniejszej metody jego uniknięcia. Niejednokrotnie zidentyfikowane ryzyko może być zaliczone do różnych kategorii. Podział ryzyk na kategorie w realnych działaniach ma więc charakter pomocniczy. W niektórych przypadkach może nawet ograniczać możliwość dostrzegania ryzyka, zanim ono się ujawni. Należy jednak zauważyć, że w rutynowych działaniach kategoryzacja ułatwia dobór narzędzi do uniknięcia ryzyka. Słuszna wydaje się teza, że „ryzyka powinny być rozważane w kontekście celów biznesowych” i ich skategoryzowanie (pogrupowanie) powinno się odbywać wokół nich. Można wówczas zauważyć oddziaływanie ryzyka na firmę i przewidzieć jego skutki. Takie podejście może stanowić wartość dodaną dla firmy, która grupując ryzyka wokół celu, potrafi mierzyć ich wpływ na kluczowe jej obszary i po ocenie przeciwdziałać konkretnym ryzykom. 4. Rodzaje ryzyka w procesie inwestycyjnym OZE „Współczesna nauka pozbawiła nas złudzeń co do istnienia w świecie stałych i niezmiennych reguł. Wzrosło natomiast uświadomienie sobie niepewności, niemożliwości i niebezpieczeństwa spotęgowanego zwłaszcza rozwojem techniki. (…) Ryzyko jest wkomponowane w dynamiczny, ewolucyjny model świata i dlatego jest czymś obiektywnym” 16. Ta teza jasno określa rzeczywistość. Ryzyko i niepewność pojawiają się w każdej działalności twórczej człowieka. Ryzyko inwestycyjne to akceptacja faktu, że można uzyskać inny wynik, niż oczekiwany. Związane jest to z niemożliwością przewidzenia przyszłości. Inwestor w momencie podejmowania decyzji o inwestycji bazuje na prognozach i ogólnej wiedzy, że ryzyko należy uwzględniać17. Zbiór pozyskanych danych pochodzi z różnych źródeł, dlatego prawdopodobieństwo uzyskania rozbieżności między rezultatami faktycznymi a oczekiwanymi jest realne. Zmienność i nieprzewidywalność związane są bezpośrednio z ryzykiem. Wprawdzie możliwe jest przyporządkowanie zdarzeniom określonych prawdopodobieństw, ale wynik tych działań nie musi być w pełni zbilansowany. Proces inwestycyjny OZE składa się z kilku faz. Każdą z nich różni zakres działalności, uczestnicy projektu i nakłady inwestycyjne.

Można wyznaczyć w fazie kilka etapów mających istotny wpływ na decyzje o realizacji inwestycji i przypisać im reprezentujące je obszary ryzyka. Konieczna jest potrzeba prowadzenia ich analiz. Wiedza pozyskana w trakcje tych czynności pozwala poznać zagrożenia i ich podłoże. Inwestor, posiadając ją, może ryzyku przeciwdziałać lub je minimalizować. Sprowadzenie ryzyka do racjonalnego minimum umożliwia osiągnięcie założonych celów. Dla przejrzystości ryzyka w procesie inwestycji w OZE na potrzeby tego artykułu przyjęto zaproponowany w tab. 3 podział faz i etapów oraz przyporządkowano im poszczególne operacje. 5. Podsumowanie W artykule wyodrębniono etapy w kolejnych fazach inwestycji w OZE, a w nich zwrócono uwagę na występujące obszary ryzyka. Ich różnorodność wynika ze specyfiki inwestycji. Podjęto próbę wyodrębnienia obszarów wspólnych dla wszystkich źródeł odnawialnych, uwzględniając ich stopień oddziaływania na dany projekt. Stanowią one niejednokrotnie zjawiska powiązane i są od siebie zależne, z wyjątkiem katastroficznych. Zbiór kilku wpływa na poziom ryzyka niezależnie, z jakich obszarów pochodzą. Skala ich oddziaływania na cały projekt mimo zakwalifikowania do tego samego poziomu istotności jest różna. Ryzyko niemierzalne w określonych sytuacjach może mieć rangę istotniejszą od mierzalnych. Analiza źródeł ryzyka dostarcza informacji o zagrożeniach przedsięwzięcia, a to umożliwia alokację zasobów na minimalizację skutków ryzyka. Bibliografia 1. Bukowski P., Metody obiektywizacji ryzyka w inwestycjach infrastrukturalnych w transporcie, Gdańsk 2013, s. 10–30. 2. Głuchowski J., Leksykon finansów, Warszawa 2001, s. 266–267. 3. Kasiewicz S., Ryzyko inwestowania w polskim sektorze energetyki odnawialnej, Warszawa 2012, s. 26–27. 4. Kaszkowski P., Czy „odnawialne” źródła energii faktycznie istnieją?, Fundacja Forum Atomowe, Warszawa 2014 [online], www.energiajadrowa. pl/czy-odnawialne-zrodla-energiifaktycznie-istnieja/ [dostęp: 5.12.2016]. 5. Michalak J., Ryzyko w projektach inwestycyjnych energetyki odnawialnej, Poznań University of Technology Academic Journals 2014, nr 79 Electrical Engineering, s. 105–106. 6. Minasowicz A., Analiza ryzyka w projektowaniu przedsięwzięcia budowlanego, Warszawa 2008, s. 13–14. 7. Ostrowska E., Ryzyko projektów inwestycyjnych, Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warszawa 2002, s. 10–30.

8. Reichert J. i in., Who’s Winning the Clean Energy Race? 2013, The Pew Charitable Trust, Philadelphia, Washington 2014 [online], www.pewtrusts.org/en/research-and-analysis/reports/2014/04/03/whoswinning-the-clean-energy-race-2013 [dostęp: 5.12.2016]. 9. Sekretariat Generalny Rady, Rada Europejska (23 i 24 padziernika 2014 r.) Konkluzje (EUCO 169/14), Bruksela 2014 [online], www.consilium.europa. eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/PL/ ec/145432.pdf [dostęp: 5.12.2016]. 10. Szumski W., Ryzyko i świadomość ryzyka [w:] Społeczeństwo a ryzyko. Multidyscyplinarne studia o człowieku i społeczeństwie w sytuacji niepewności i zagrożenia, red. Zacher L.W., Kiepas A., Fundacja Edukacyjna Transformacje, Warszawa / Katowice 1994, s. 12. 11. Tarapata Z., Ryzyko inwestycji [ o n l i n e ] , w w w. t a r ap at a . s t r e f a . pl/p_efektywnosc_systemow_ informatycznych/download/esi_ef_ inwest_informat_3 [dostęp: 5.12.2016]. 12. US Energy Information Administration, Saudi Arabia, Washington 2014 [online], www.eia.gov/beta/international/country. cfm?iso=SAU [dostęp: 5.12.2016]. 13. Woźniak H., OZE: niemieckie wyrachowanie, Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2014, s. 3. 14. Woźniak H., Wsparcie innowacji szyte na miarę, Centrum Strategii Energetycznych, Gdańsk 2015, s. 8. 15. Zaleski P., Perspektywy rozwoju O dnawia lnych Ź ró deł Energ ii w Polsce, Grupa Defence24, Warszawa 2015 [online], www.energetyka24. com/248159,perspektywy-rozwojuodnawialnych-zrodel-energii-w-polsce [dostęp: 5.12.2016]. 16. Zerka M., Zarządzanie ryzykiem na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Część I: Ogólne zasady zarządzania ryzykiem przedsiębiorstw energetycznych [online], www.cire.pl/publikacje/ Art_Zerka.pdf [dostęp: 5.12.2016].

Minasowicz A., Analiza ryzyka w projektowaniu przedsięwzięcia budowlanego, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2008, s. 13–14. Tarapata Z., Ryzyko inwestycji [online], www.tarapata.strefa.pl/p_efektywnosc_systemow_informatycznych/download/esi_ef_inwest_informat_3.pdf [dostęp: 5.12.2016]. Głuchowski J., Leksykon finansów, Warszawa 2001, s. 266–267. 16 Szumski W., Ryzyko i świadomość ryzyka [w:] Społeczeństwo a ryzyko. Multidyscyplinarne studia o człowieku i społeczeństwie w sytuacji niepewności i zagrożenia, red. Zacher L.W., Kiepas A., Warszawa / Katowice 1994, s. 12. 17 Bukowski P., Metody obiektywizacji ryzyka w inwestycjach infrastrukturalnych w transporcie, Gdańsk 2013, s.10–30. 13 14 15

145

R. Śpiewak, P. A. Wesołowska | Acta Energetica 4/29 (2016) | translation 126–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rafał Śpiewak

mgr inż. Uniwersytet Gdański e-mail: rafal.spiewak@gmail.com Doktorant Wydziału Ekonomicznego Uniwersytetu Gdańskiego. Absolwent Oxford Brookes University (Wielka Brytania), na którym uzyskał tytuł MSc in Busienss & Human Resourcess Management. Ukończył studia I i II stopnia na Wydziale Telekomunikacji, Informatyki i Elektrotechniki na kierunku Elektrotechnika oraz studia I stopnia na Wydziale Zarządzania, na kierunku Zarządzanie i Inżynieria produkcji, na Uniwersytecie Technologiczno-Przyrodniczym im. Jana i Jędrzeja Śniadeckich w Bydgoszczy. Pracownik jednej ze spółek z obszaru dystrybucji energii elektrycznej.

Paula Anna Wesołowska

Uniwersytet Kazimierza Wielkiego w Bydgoszczy e-mail: paula.anna.wesolowska@gmail.com Studentka jednolitych studiów magisterskich na kierunku psychologia, na Wydziale Pedagogiki i Psychologii Uniwersytetu Kazimierza Wielkiego w Bydgoszczy. W obszarze jej zainteresowań naukowych znajdują się m.in.: psychologia biznesu, psychologia ryzyka oraz teoria decyzji.

146

NOTES

147

NOTATKI

148

149

150

Power Engineering Quarterly