Acta Energetica Power Engineering Quarterly 4/21 (December 2014) by ENERGA SA

4/21 (December 2014)

YEAR 6

R&D | technology | economy | law | management

ISSN 2300-3022

Publisher

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

Patronage

ENERGA SA

Academic Consultants

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

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

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and typesetting

Art Design Maciej Blachowski

Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

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

Electronic Media

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

Information about the oryginal version

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

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

tu znowu reklama

From the Chief Editor Power system protective equipment ensure automated fault prevention and clearance. The protective equipment can be divided into the following groups: clearing (e.g. overcurrent, under- and overvoltage, differential, etc.), restitution (e.g. automatic reclosing) and prevention (e.g. underfrequency load shedding), where each group’s name explains the applications. Additionally, protective equipment may be classified according to their range of influence, i.e. into local, affecting one or several interconnected elements of a grid (e.g. generator, transformer, transmission line, busbars) and global, which is supposed to affect an entire power system. Criterion values used by the protective equipment are parameters directly related with the physics of phenomena occurring within the power system, particularly current, voltage, frequency, rotational speed, and their functions, e.g. impedance. Other parameters may also be used to detect a fault: the amount of gas, gas flow through transformer protection systems or electric arc flash in switchgear short-circuit protection solutions. The number and type of protective equipment used to protect elements of a power system is determined mainly by regulations, especially the regulation of the Minister of Economy, as well as the Transmission Grid Code and Distribution Grid Codes, which essentially follow requirements stipulated in the ministerial regulation. The number and type of protective equipment required to protect certain grid elements depends on the type of element, its power rating, rated voltage, location within the power grid, configuration of that grid and significance of the element for the system. Requirements for protective equipment concerning the type of protection needed for certain power grid elements have not changed in years. The development of protective equipment in the future will not involve a change of critical values used by individual relays. This is because the relays already utilise information related to physics of the phenomena occurring in the system and finding alternative parameters would be virtually impossible or at least extremely difficult. Development will proceed differently for transmission and distribution grids, due to differences in the initial condition and change of operating characteristics of those systems. Yet in both cases development will be related to the development of communication systems. In the case of the transmission grid, new elements will include systems based on measuring current and voltage phasors in grid nodes and in power system components, so-called Wide Area Measurement Systems (WAMS). In many grids WAMS solutions have already been installed and are being enhanced. Currently the information collected by WAMS is used mainly for post mortem analyses, i.e. post-fault investigations. However, a genuine challenge for power grids is created by the Wide Area Protection Systems and Wide Area Control Systems which would use global system information. The development of remote communication and control systems will lead to the development of protective equipment on the system level. This kind of automation will utilise relays like underfrequency relays do today, but will also be able to influence energy sources (connected to the grid through electronic power converters) and possibly also consumers. It may be expected that protection functions will be integrated within substations, thus changing the structure of protective equipment. In extreme cases this could lead to the elimination of relays dedicated for specific individual elements (or ones carrying out just one protective function), which would be phased out by an integrated centralised and redundant computer system (controller). Protection systems development will indirectly lead to hierarchically-structured protective devices, where simple protection functions will be carried out at the basic site level, while higher-level functions would involve coordinated influence on an object consisting of many components, e.g. substation. Along with the development of hierarchic protection structures, also the development of adaptive automation may be anticipated. In such solutions protection settings would automatically adapt to a changing grid structure and possibly to changing operating conditions as well. Development of local adaptive protective equipment cannot be ruled out either. In the case of distribution grids, the development of protection systems will be similar to that expected for transmission systems. Thus, on the one hand there will be increased saturation with classic protective equipment (with 4

functions and structures known from the transmission system solutions), and on the other, thanks to IT development, global protection, control and regulation techniques will be implemented. Global in this case should be understood as referring to a certain part of a power grid. The results will depend on the effort of engineers working in all disciplines of the power industry, which are covered by publications in Acta Energetica. Enjoy reading!

Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa (EAZ) jest częścią systemów elektroenergetycznych realizującą w tych systemach funkcje samoczynnego zapobiegania i likwidacji zakłóceń. Dzieli się ona na EAZ eliminacyjną (np. zabezpieczenia >I, >>I, >U, <U, >f, <f, >J), restytucyjną (np. SPZ, SZR) oraz prewencyjną (np. SCO, APKO), gdzie nazwy tych grup automatyki określa ich zastosowanie. Ponadto układy EAZ można podzielić ze względu na obszar oddziaływania, tj. na automatykę lokalną, której zadaniem jest oddziaływanie na jeden lub kilka powiązanych z sobą elementów sieci elektroenergetycznej (np. generator, transformator, linię elektroenergetyczną, szyny), oraz na automatykę systemową, której zadaniem jest oddziaływanie na cały system elektroenergetyczny (np. SCO). Wielkościami kryterialnymi wykorzystywanymi przez układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej są wielkości bezpośrednio związane z fizyką zjawisk zachodzących w systemie elektroenergetycznym, tj. przede wszystkim: prąd, napięcie, częstotliwość, prędkość kątowa i temperatura, oraz ich funkcje, jak np. impedancja (iloraz napięcia i prądu). Wykorzystywane są również inne miary detekcji stanu zakłóceniowego, jak ilość wydzielonego gazu lub jego przepływ w zabezpieczeniach transformatorów, czy błysk łuku elektrycznego w zabezpieczeniach zwarciowych rozdzielnic. Liczba i rodzaj układów EAZ stosowanych do zabezpieczenia elementów systemu elektroenergetycznego wynika z przepisów: głównie rozporządzenia ministra gospodarki oraz IRiESP i IRiESD operatorów sieci, które w istocie przenoszą wymagania zawarte w rozporządzeniu. Rodzaj oraz liczba układów EAZ wymaganych dla ochrony danego elementu sieci zależy od rodzaju zabezpieczanego elementu, mocy znamionowej, napięcia znamionowego, lokalizacji w systemie elektroenergetycznym, konfiguracji sieci oraz istotności dla tego systemu. Wymagania co do automatyki zabezpieczeniowej, w sensie przypisania rodzaju zabezpieczeń do elementów systemu elektroenergetycznego, nie ulegają zmianie od lat. Rozwój elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w przyszłości nie będzie związany ze zmianą wielkości kryterialnych stosowanych przez poszczególne zabezpieczenia. Wynika to z faktu, że automatyka zabezpieczeniowa już wykorzystuje informacje związane z fizyką zjawisk w systemie i znalezienie innych jest praktycznie niemożliwe, a przynajmniej skrajnie trudne. Rozwój będzie przebiegał w sposób różny dla systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych, wynikając bezpośrednio z różnicy stanu początkowego oraz ze zmiany funkcjonowania tych systemów. W jednym i drugim przypadku będzie jednak związany z rozwojem systemów komunikacji. W przypadku systemu przesyłowego elementem nowym będą systemy oparte na pomiarze fazorów napięć i prądów w węzłach oraz elementach systemu elektroenergetycznego, tzw. WAMS (Wide Area Measurement Systems). W wielu systemach systemy WAMS są już zainstalowane i rozbudowywane. Obecnie informacja zbierana przez systemy WAMS wykorzystywana jest głównie do analiz post mortem, tj. analiz po awarii. Wyzwaniem dla systemów elektroenergetycznych są natomiast systemy zabezpieczeń (Wide Area Protection Systems) i regulacji (Wide Area Control Systems), wykorzystujące informacje globalne o systemie. Rozwój systemów teleinformatycznych będzie prowadził do rozwoju automatyki zabezpieczeniowej o charakterze ogólnosystemowym. Automatyka tego typu będzie wykorzystywała łączniki, jak automatyka SCO obecnie, ale również będzie mogła oddziaływać na źródła energii (przyłączone do sieci poprzez przekształtniki energoelektroniczne) oraz ewentualnie na odbiory. Należy się również spodziewać integracji funkcji zabezpieczeniowych i tym samym zmiany struktury EAZ w stacjach elektroenergetycznych. W skrajnych przypadkach może to prowadzić do eliminacji zabezpieczeń dedykowanych poszczególnym pojedynczym obiektom (lub realizujących pojedyncze funkcje zabezpieczeniowe) przez jeden zredundowany centralny system komputerowy (sterownik). W formie pośredniej rozwój zabezpieczeń będzie się odbywał w kierunku zabezpieczeń o strukturze hierarchicznej, gdzie na poziomie podstawowym (obiektu) będą realizowane proste funkcje zabezpieczeniowe, a wyżej funkcje związane ze skoordynowanym oddziaływaniem na obiekt składający się z wielu elementów, np. na stację elektroenergetyczną. Wraz z rozwojem hierarchicznych struktur EAZ należy się spodziewać rozwoju automatyki o charakterze adaptacyjnym, tj. dostosowywania się nastaw zabezpieczeń do zmieniającej się struktury sieci oraz ewentualnie do zmieniającego się jej stanu pracy. Nie można również wykluczyć rozwoju EAZ adaptacyjnych lokalnych. W przypadku systemów dystrybucyjnych rozwój EAZ będzie przebiegał w sposób zbliżony do prognozowanego w systemach przesyłowych. Zatem z jednej strony będzie następować nasycanie sieci klasycznymi układami zabezpieczeń (realizującymi funkcje i mające struktury znane z systemu przesyłowego), a z drugiej strony, jako wynik rozwoju infrastruktury teleinformatycznej, wprowadzane będą funkcje zabezpieczeń, sterowania i regulacji o charakterze globalnym. Charakter globalny należy rozumieć tu jako odnoszący się do pewnego fragmentu systemu elektroenergetycznego. Efekty będą zależały od działań inżynierów we wszystkich obszarach elektroenergetyki, co prezentuje Acta Energetica. Zapraszam do lektury. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents POWER ELECTRONICS BUILDING BLOCKS FOR IMPLEMENTING SMART MV/LV DISTRIBUTION TRANSFORMERS FOR SMART GRID Marek Adamowicz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 IDEA OF MGRID SYSTEM FOR MULTICARRIER ENERGY MICROGRID DESIGNING AND CONTROL Dariusz Baczyński, Piotr Helt, Marek Maniecki, Jacek Wasilewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 IMPORTANCE OF DISTRIBUTED GENERATION IN THE NATIONAL POWER SYSTEM BASED ON THE EXAMPLE OF GIERAŁTOWICE COMMUNE Joachim Bargiel, Bogdan Mol, Katarzyna Łuszcz, Paweł Sowa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 IN-HOME DISPLAY – A REVIEW OF EXPERIENCES FROM RESEARCH PROJECTS Krzysztof Billewicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 IMPROVING ENERGY EFFICIENCY OF MICRO-NETWORKS CONNECTED TO A SMART GRID Grzegorz Błajszczak. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 THERMAL AND ELECTRODYNAMICS RISK OF RESIDUAL CURRENT DEVICES IN THE CASE OF BACK-UP PROTECTION BY OVERCURRENT CIRCUIT BREAKERS Stanisław Czapp, Daniel Kowalak, Kornel Borowski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 DISTRIBUTION MV AND LV NETWORK OPTIMAL RECONFIGURATION Piotr Helt, Piotr Zduńczyk. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 THE HEL PENINSULA – SMART GRID PILOT PROJECT Sławomir Noske, Marek Wawrzyniak. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 ESTIMATING VOLTAGE ASYMMETRY MAKING BY ONE PHASE MICRO-GENERATOR IN LOW VOLTAGE NETWORK Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 TECHNICAL CONDITIONS OF MICROGENERATOR CONNECTION TO A LOW VOLTAGE NETWORK TAKING INTO ACCOUNT VALID RULES AND PRACTICES APPLIED IN EUROPE AND POLAND Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 SMART GRID – A SLOGAN OR A NECESSITY? Zbigniew Szczerba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 OPTIMIZATION CRITERIA FOR REACTIVE POWER COMPENSATION IN DISTRIBUTION NETWORKS Waldemar Szpyra, Wojciech Bąchorek, Aleksander Kot, Andrzej Makuch. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 AUTONOMOUS OPERATION OF LOW VOLTAGE MICROGRIDS Irena Wasiak, Ryszard Pawełek, Paweł Kelm. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 SENSITIVITY OF POWER STATION AUXILIARY NETWORK TO THE POSSIBILITY OF FERRORESONANCE OCCURRENCE Józef Wiśniewski, Edward Anderson, Janusz Karolak. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171

Spis treści ENERGOELEKTRONICZNE MODUŁY FUNKCJONALNE DLA REALIZACJI INTELIGENTNYCH TRANSFORMATORÓW DYSTRYBUCYJNYCH SN/NN DLA SIECI SMART GRID Marek Adamowicz .................................................................................................................................................................................................................14 KONCEPCJA SYSTEMU MGRID DO WSPOMAGANIA, PROJEKTOWANIA I STEROWANIA PRACĄ WIELONOŚNIKOWYCH MIKROSIECI ENERGETYCZNYCH Dariusz Baczyński, Piotr Helt, Marek Maniecki, Jacek Wasilewski...............................................................................................................................26 ROLA GENERACJI ROZPROSZONEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM NA PRZYKŁADZIE GMINY GIERAŁTOWICE Joachim Bargiel, Bogdan Mol, Katarzyna Łuszcz, Paweł Sowa.......................................................................................................................................38 WYŚWIETLACZ DOMOWY IHD – PRZEGLĄD DOŚWIADCZEŃ Z PROJEKTÓW BADAWCZYCH Krzysztof Billewicz.................................................................................................................................................................................................................50 POPRAWA EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ PRZY INTEGROWANIU MIKROSIECI Z INTELIGENTNYMI SIECIAMI KRAJOWYMI Grzegorz Błajszczak ...............................................................................................................................................................................................................62 NARAŻENIA CIEPLNE I ELEKTRODYNAMICZNE WYŁĄCZNIKÓW RÓŻNICOWOPRĄDOWYCH PRZY ICH DOBEZPIECZANIU WYŁĄCZNIKAMI NADPRĄDOWYMI INSTALACYJNYMI Stanisław Czapp, Daniel Kowalak, Kornel Borowski........................................................................................................................................................74 OPTYMALIZACJA KONFIGURACJI DLA SIECI ROZDZIELCZYCH SN I NN Piotr Helt, Piotr Zduńczyk....................................................................................................................................................................................................86 PÓŁWYSEP HELSKI – PILOTAŻOWY PROJEKT SIECI INTELIGENTNYCH Sławomir Noske, Marek Wawrzyniak.................................................................................................................................................................................97 SZACOWANIE ASYMETRII NAPIĘĆ W SIECI NISKIEGO NAPIĘCIA WPROWADZANEJ PRZEZ JEDNOFAZOWĄ MIKROGENERACJĘ Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski.............................................................................................................................................................................110 UWARUNKOWANIA TECHNICZNE PRZYŁĄCZANIA MIKROGENERACJI DO SIECI NISKIEGO NAPIĘCIA W ŚWIETLE OBOWIĄZUJĄCYCH PRZEPISÓW ORAZ PRAKTYK KRAJOWYCH I EUROPEJSKICH Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski.............................................................................................................................................................................125 SMART GRID – REKLAMA CZY KONIECZNOŚĆ? Zbigniew Szczerba................................................................................................................................................................................................................137 KRYTERIA OPTYMALNEJ KOMPENSACJI MOCY BIERNEJ W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH Waldemar L. Szpyra, Wojciech Bąchorek, Aleksander Kot, Andrzej Makuch...........................................................................................................149 PRACA AUTONOMICZNA MIKROSYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH NISKIEGO NAPIĘCIA Irena Wasiak, Ryszard Pawełek, Paweł Kelm...................................................................................................................................................................164 WRAŻLIWOŚĆ SIECI POTRZEB WŁASNYCH ELEKTROWNI NA MOŻLIWOŚĆ WYSTĄPIENIA FERROREZONANSU Józef Wiśniewski, Edward Anderson, Janusz Karolak....................................................................................................................................................178

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

Power Electronics Building Blocks for implementing Smart MV/LV Distribution Transformers for Smart Grid

Author Marek Adamowicz

Keywords Smart Grid, distribution transformer, power electronics

Abstract With an observed increase in the involvement of active consumers in activities aimed at improving energy efficiency and increasing interest in producing energy from renewable sources, there is a need for the development of new technologies enabling the distribution network operators to offer new services and functionalities. Smart MV/LV distribution transformers are characterized by a compact three-stage design, including an input stage in the form of a controlled power electronic AC-DC converter on the MV side, intermediate stage in the form of a DC-DC converter with isolation implemented at high frequency and an output stage in the form of controlled power electronic DC-AC converter on the LV side. Topologies and functionalities of basic subsystems of smart distribution transformer are discussed in the paper using the Power Electronics Building Blocks concept. The recent results of investigations carried out at Gdańsk University of Technology are also presented.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014401

1. Introduction In recent years power electronics has become one of the most modern development directions in electrical engineering [1]. The scale of development of this field of science and technology, otherwise known as high-power electronics and digital power processing, can be compared only with the rapid development of computer technology at the end of the 1990s, and continued in the past decade. There are three main reasons for this rapid development of power electronic devices: • growing demand from the industry and power sectors [2, 3] • increasing level of the technological development of semiconductor and magnetic materials [4–8] • development of microprocessor technology, particularly the engineering of high-speed signal processors and development of new topologies and control methods for semiconductor devices and circuits [9, 10]. The growing demand for power electronic systems also results from the increasingly active involvement of consumers, both large enterprises and small consumers, i.e. prosumers, primarily in activities aimed at improving energy use efficiency. The continuously growing interest in electricity generation from renewable energy sources (RES) also has some impact. In smart grids, through the use of power electronic devices, RES systems, as well as interoperable with power grids charging systems for electric vehicles, the so called V2G vehicle to grid systems may become new elements of the voltage and reactive 6

power control system. The smart MV/LV distribution transformer with a modular design [9, 11] shown in Fig. 1 is an example of a power electronic interface with unprecedented capabilities of power flow control in conventional transformers and smooth adjustment of grid voltage parameters. The smart MV/LV distribution transformer solution with a modular three-stage structure shown schematically in Fig.1a and in detail in Fig. 1b–1d, is oriented especially for connecting prosumers and RES owners [3]. Every stage of the multi-level, 3-phase AC-DC converter described in Fig. 1b comprises cascaded transistor H-bridges, and allows generation of sinusoidal voltage on the MV side, at a relatively small size of the passive filter. The intermediate stage DC-DC converter shown in Fig. 1c is used to connect each transistor H-bridge on the MV side with the common intermediate circuit of DC-AC converter on LV side. Dual active bridge (DAB) DC-DC converter, consisting of two IGBT H-bridges and the high-frequency transformer, is the key component of the smart distribution transformer. Properly controlled it provides galvanic isolation between MV and LV sides, voltage transformation, and two-way energy flow controllability. The latter property fulfils the basic requirement for active distribution networks. The high-frequency switching of the DC-DC converter’s transformer allows obtaining a small size of the transformer cores and related magnetic elements. Owing to the capacitor energy storages in the intermediate circuits, the active stages, AC-DC on the MV side and DC-AC on the LV side, enable reactive power compensation

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

Fig. 1. Smart MV/LV distribution transformer: diagram (a), AC-DC phase branch on MV side consisting of series-connected transistor H-bridges (b) intermediate DC-DC stage with high frequency transformer connected on one side to each bridge of MV phase branch, and on the other side to a common DC-AC converter on LV side (c), DC-AC converter on LV side (d) 7

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

and continuous adjustment of voltage parameters in the event of load changes, as well as changes in the connected RES units’ output power. With its controllable power electronic systems, the smart MV/LV distribution transformer can therefore be used as the basic actuator in the process of active and reactive power control and adjustment in passive of distributed generation systems. At the same time the smart distribution transformer provides protection of connected loads and RES sources against grid faults, especially quick, deep voltage sags.

2. Basic topologies of functional modules 2.1. Modular concept of power electronic converter design Basic requirements for power electronic devices proposed for new applications in the energy sector include reliability of operation, and high efficiency of energy conversion. The need for unification and standardization of new devices that would be installed in active power grids has become another open problem in the face of huge diversity of voltage and/or active and reactive output power levels. This refers not only to connected RES systems, but also the unexpected extent of changes in loads of appliances with two-way energy flow, such as V2G charging stations. A solution may be the concept of appliances with different power and voltage levels, made up of uniform power electronic functional modules, the so called Power Electronics Building Blocks, PEBB [12, 13]. Such an approach, however, requires careful analysis and consideration of a number of aspects relating to requirements, functionality and the current state of technology. One of the technological aspects of the smart distribution transformers design is to provide a sufficiently high frequency of semiconductor devices switching that allows to use modern magnetic materials with small size cores, and a sufficiently high efficiency of the voltage transformation process. Due to advances in the silicon based (Si) semiconductor technology high-speed IGBT transistors, e.g. NPT IGBT, with blocking voltages up to 4 kV and switching frequency 20 kHz and higher are now commercially available [7]. In turn, commercially available high-performance semiconductor devices made of silicon carbide (SiC), a new semiconductor material with a much better specification than silicon, are now available with blocking voltage 1.7 kV. Development of power electronic devices for new applications in the power sector is also associated with the selection of control systems and circuits, communication systems, insulation materials, and passive components, capacitors especially, for high voltages, capable of operation with high-rate variable currents of large amplitudes. The unification and uniform description of PEBB functionality have been attempted in some studies, such as [12–15]. PRBB modules integrate in their structures: • power semiconductor devices • passive components, e.g. capacitors and filters • magnetic elements, e.g. high-frequency transformers and reactors • gate control circuits • control cards with DSPs, ARM processors • electronics interfaces 8

• measuring systems • communication systems • other configurations, depending on the designed functionality. The various subsystems of a PEBB module with power semiconductor devices made of silicon, can be grouped, in terms of requirements for the control, signal changes dynamics, and required functionality, in five separate groups, with corresponding control and adjustment layers [13–15]: • system layer – its functions are closely related a PEBB module’s intended application, i.e. the system in which it will operate, or a device pf which it will be a component. It is responsible for slow – variable processes with transient durations over 10 ms (grid voltage half-cycle). In the case of a smart MV/LV distribution transformer these processes are: transformation of MV distribution grid to the level at prosumer or RES interconnection point, improvement of voltage quality on the MV side, and, optionally, management of external systems connected to DC bus (storages, RES, V2G) • supervisory control layer – responsible for processes with durations ranging from 1 ms to 1 s. As regards smart distribution transformers they include: adjustable amplitude and frequency control (MV and LV sides) of the 3-phase voltage, voltage symmetrisation (MV side), reactive power compensation (MV side), compensation or active filtration of higher harmonics in the grid (MV side), and optional energy storage management • voltage conversion control layer – responsible for processes with durations ≈ 10 μs–1 ms. The lower duration limit is related to the control processor rate, including primarily the programme execution time at interrupt. This time will vary depending on whether the voltage conversion is single-stage (AC-DC, DC-DC, DC-AC, AC-AC) or multi-stage (e.g. AC-DC-DC), and whether at the interrupt any advanced algorithms, such as differential equations of grids’ electromotive force observer, are executed. The layer includes phase locked loop (PLL), output voltage and current control (controller equations), and control of the offset angle between primary and secondary transformer voltages (in DC-DC isolated converter) • semiconductor devices switching control layer – for processes with durations in the range ≈ 1 μs–10 ms. This includes calculation of semiconductor devices’ duty cycles, determination of switching times using pulse width modulation (in 3-phase AC-DC and DC-AC converters) • hardware control layer – for dynamic processes with the shortest transient durations in range ≈ 100 ns–1μs. It is related to the transistor control gate signals formation processes by way of safe switching assurance (reduction of current and voltage rise rates di/dt and dv/dt), semiconductor devices protection from damage, fault signals support, and measurement signals formation. Where a PEEB module includes silicon carbide transistors, the hardware control layer covers much shorter transient durations – of tens ns [16]. A PEEB module design should also provide communication between the layers, using appropriate communication interfaces. Communication signals within the PEEB module can be divided into [14]:

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

Fig. 2. Diagram of the IGBT 2.4 kV, 20 A half-bridge with silicon carbide (SiC) Schottky freewheeling diodes developed as the smallest basic PEEB module for the implementation of a smart distribution transformer’s MV side

• control signals and fault marker service marks related to the layer’s basic tasks and functionalities • setpoint signals and state variable status signals, related to the subsystem described by the layer, or the power electronic device as a whole • measurement signals generated in analogue-digital conversion processing.

implementation of smart distribution transformer subsystems on the MV side. a)

Information within the PEEB module can circulate in a hierarchical manner, e.g. from the lowest to highest layer, or bidirectionally between pairs of layers.

2.2. Half-bridge module with fast IGBT 2.4 kV transistors In the reference literature the PEEB concept is used to describe phase branches with controlled power semiconductor devices – transistors with integrated gate control circuits, and with freewheeling diodes. A single phase leg in the form of IGBT halfbridge with specific parameters, such as blocking voltage, rated current, switching frequency, may provide the basis for a number of power electronic converters, such as: • transistor H-bridge (Fig. 1b) – for, inter alia, AC-DC and DC-AC multi-level converters, isolated DC-DC converters (Fig. 1c) • 3-phase, bi-directional DC-AC converter (inverter/rectifier), four-leg (Fig. 1d) or three-leg • DC-DC converter – boosting or bucking voltage, for example in connected additional energy storages. Fig. 2 schematically shows the IGBT 2.4 kV, 20 A half-bridge module together with integrated gate control circuits developed in the author’s team as the smallest basic PEEB module for the

Fig. 3. View of the IGBT 2.4 kV, 20 A half-bridge with silicon carbide (SiC) Schottky freewheeling diodes and integrated gate control circuits (with heat sink removed) 9

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

To form the voltage signal to control IGBTs in the hardware control layer a standard TC4429 driver was used. It is a driver with an output current of 6 A that reverses the sign of the control signal (SIGN_IN1, SIGN_IN2), because of the applied fibre optic communication system as the HFBR2528Z fibre-optic receivers also reverse the control signal phase. The TC4429 driver’s input is in TTL standard and matched to the fibre-optic receiver output. The driver propagation delay is only 55 ns, and the control signal’s dynamic change times are in the order of 25 ns. Fig. 3 shows a view of the IGBT half-bridge with fast recovery silicon carbide (SiC) Schottky freewheeling diodes and integrated gate control circuits. Its high voltage IXLF19N250A-type NPT IGBT transistors with a very low total charge accumulated at the gate (QG = 142 nC at switching 1.5 kV), feature a short switching-on time td(on) + tr = 150 ns and relatively short switching-off time td(of) = 600 ns and tf = 250 ns. The energy loss at switching the transistor on depends on the charge accumulated in the freewheeling diode. The two serially connected 1.2 kV silicon carbide Schottky diodes with almost zero total charge, used as the IGBT transistor’s freewheeling diodes allow switching it on with no loss. Switching losses will therefore depend only on the energy loss at switching the IGBT off. To reduce these losses the transistors are switched off with

negative gate voltage. Power PGATE(on) loss in the IGBT gate at switching-on voltage UG(on) = 15 V and switching frequency fs = 20 kHz is:

(1)

By using two-sided FR4 laminate with thickened 70 micron copper layer for connections between the transistors and diodes, a high degree of the IGBT half-bridge’s integration was achieved. Fig. 3a shows 16-pin high-current output terminals. Fig. 4 shows an example of the waveforms at switching the IGBT on and off in the developed half-bride at 1.5 kV and 10 A. It should be noted that during laboratory tests satisfactory results were obtained also at switching 2 kV voltage.

2.3. Isolated DC-DC converter module with high frequency transformer The basic half-bridge IGBT module discussed above does not have the feature of galvanic isolation of the input and output voltages. This function is performed by the isolated DC-DC converter as a PEEB module. The isolated DC-DC converter’s essential components, which determine its performance and size, are transistor H-bridges, each consisting of two IGBT half-bridges, and a 20 kHz transformer. The dual active bridge (DAB) DC-DC converter, as has already been indicated in the introduction, enables bi-directional power flow control by appropriate shaping of voltages and currents in the transistor bridges on primary and secondary sides. The transformer voltage and current waveforms, which will determine the whole device’s design, result from the adopted method of transistor control in the voltage conversion control layer. In each of the DC-DC converter’s two bridges (Fig. 1c) DC voltage U1 at the input of the bride on the converter’s primary side, or U2 on secondary side, is converted into a rectangular pulse train with frequency of 20 kHz and, depending on the control, with constant or modulated width. The transferred power depends on the mutual phase shift between voltages of the side transistor bridges on primary and secondary sides. In the simplest case, when the voltage pulse duty cycle is fixed at 50%, the converter power can be described by the relation:

(2)

Fig. 4. Waveforms obtained for the IGBT half-bridge at switchingon (1 ms/div) (a) and switching-off (2 ms/div) (b) the high-voltage IXLF19N250A transistor From top: current (2.5 A/div), transistor voltage (500 V/div), and gate voltage at the (20 V/div) 10

where: f [rad] – offset angle between rectangular bridge voltages on primary and secondary sides, n – transformer ratio, fs – transistor switching frequency. Additional inductances L1 and L2 connected in series in the transformer circuit on primary and secondary sides, while accumulating energy allow controlling the power flow on the one hand, and on the other hand they reduce the rise rate of currents in the transformer windings.

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

The DC-DC converter control should preclude saturation of the transformer core. Core magnetisation is a function of the volt – second applied to the transformer windings, which for rectangular voltage waveforms can be easily determined by multiplying the transformer winding voltage amplitude by the voltage rectangle duration. Depending on the DC-DC converter transistor’s operating frequency and the applied control methods (with or without width modulation of rectangular voltage pulses), the core material is selected from the following [17]: • ferrite core – relatively the cheapest • amorphous core – with the highest saturation flux density Bsat • nanocrystalline core – with the relatively smallest losses. In cheaper ferrite cores saturation is avoided by gluing multiple cores together (to increase the resultant cross-sectional area), and by increasing the number of turns in accordance with the relation: (3) where: ∆B – amplitude of magnetic flux density changes, λ – volt-second [V∙s], N – number of turns, Ac – core cross-sectional area.

Fig. 5 shows the effect of lowering the transistors’ operating frequency on volt-second increase, and thus on increase in the tested transformer core magnetisation. In the test the voltage on the DC-DC converter secondary side was 550 V. The transformer was unloaded, which confirms the lack of relationship between load current and saturation occurrence. At a given constant DC voltage, with decreasing frequency increases the volt-second applied to the transformer windings. At transformer transistors operating frequency fs = 10 kHz Fig. 5a shows an almost linear transformer current slope, whereas at frequency 6.67 kHz Fig. 5b shows the characteristic bend of the transformer secondary current curve, which evidences the transformer core’s saturation. In order to minimize the losses and optimally utilise the transformer core, transistor control may be implemented in the isolated DC-DC converter with switching frequency changes in function of the load and concurrent duty cycle D control of the rectangular voltage pulses. Operating frequency of the transistors as a function of the load can then be determined in the supervisory control layer. As with increasing frequency grow losses in the DC-DC converter’s transistor bridges, at the transformer nominal load the switching frequency cannot be too high. It should be borne in mind that in the isolated DC-DC converter connected in series to the transformer windings are additional inductances that store energy and enable power transmission. Under heavy load, the current in the transformer also causes voltage drops on the additional inductances L1 and L2, connected in series to the transformer windings. At the rated load the voltage drops on the additional inductances significantly reduce the volt-second applied to the transformer windings.

On a laboratory bench a DC-DC converter was tested, with a 40 kW 1100 V high frequency transformer with a N97-type nanoceystalline core [18 ] made up of four cores with cross-sections Ae = 840 mm2 and resultant rated flux density Bmax = 250 mT that occurs at volt-second 0.037 Vs. For the tested core the rated magnetisation occurred when supplied with rectangular voltage with an amplitude of 1100 V and frequency of 30 kHz, at rectangular pulse duty cycle D = 1. Lowering of the transistors’ operating frequency, which allows, for example, reducing the losses where heat dissipation is obstructed, for the tested core requires voltage pulse width modulation. For example, at 20 kHz the tested core’s rated magnetisation was obtained for rectangular voltage pulse duty cycle D = 0.667.

Fig. 6 shows waveforms of the voltage on the inverter’s secondary side bridge and the transformer’s secondary winding, and of the secondary current, for two voltage phase shift angles: f = 0.5 rad and f = 0.62 rad, at DC voltage on LV side 700 V and transistor operating frequency 20 kHz. As shown in the waveforms, with increasing offset angle f between voltages of the DC-DC converter’s primary and

Fig. 5. Waveforms of current (1 A/div) and voltage (500 V/div) on secondary side of the DC-DC converter’s transformer during idling at frequency 10 kHz (20 ms/div) (a) and frequency 6.67 kHz, with visible transformer saturation (40 ms/div) (b) 11

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

isolation and bi-directional power flow control. To describe the two subsystems the power electronics building blocks concept was used. REFERENCES

Fig. 6. Waveforms of voltages on secondary side bridge (500 V/div), and on transformer secondary windings (500 V/div), and of transformer secondary current (10 A/div) of loaded DC-DC converter, operating at frequency 20 kHz and phase shift angles: f = 0.5 rad (a) and f = 0.62 rad (b)

secondary side bridges, increases also the transformer current and transmitted power. Also increases the voltage drop on the secondary side inductance L2 = 70 µH, thereby reducing the voltsecond applied to the transformer windings. In the test shown in Fig. 5 the phase shift angle increase of 0.12 rad has caused the increase in the secondary-side current amplitude of more than 3.5 A, and the volt-second decrease of 0.014 V s, i.e. 11%.

3. Conclusions It would be beneficial if the now developed smart MV/LV distribution transformers were of modular design. Implementation of the power electronics building blocks concept proposed in recent years in the reference literature for a description of smart MV/LV distribution transformer’s various subsystems may facilitate its engineering, and, in the future, unification and standardization for the purposes of distribution network operators. The paper presents a smart MV/LV distribution transformer’s two elementary subsystems: IGBT 2.5 kV, 20 A half-bridge module with fast recovery SiC Schottky freewheeling diodes and integrated gate control circuits, and DC-DC converter module that ensures

1. Benysek G. et al., Power Electronic Systems as a Crucial Part of Smart Grid Infrastructure – A Survey, Bulletin of the Polish Academy of Sciences, Vol. 59, No. 4, Dec. 2011, pp. 455–473. 2. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Smart grids – selected objectives and directions of distribution system operator actions, Acta Energetica 2011, No. 8, pp. 31–35. 3. She X. et al., On Integration of Solid-State Transformer with Zonal DC Microgrid, IEEE Transactions On Smart Grid, Vol. 3, No. 2, June 2012, pp. 975–985. 4. Aggeler D., Biela J., Kolar J.W., Solid-State Transformer Based on SiC JFETs for Future Energy Distribution Systems, Proceedings of the Smart Energy Strategies Conference (SES ’08), Zurich, Switzerland, Sep. 8–10, 2008 5. Wang J. et al., Smart Grid Technologies. Development of 15-kV SiC IGBTs and Their Impact on Utility Applications, IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, pp. 16–25. 6. Adamowicz M. et al., Performance Comparison of SiC Schottky Diodes and Silicon Ultra-Fast Recovery Diodes, Proc. IEEE Conf. CPE (2011), June 1–3 [CD-ROM]. 7. Discrete IGBTs, Very High Voltage NPT IGBTs (2500 V – 4000 V) [online], http://ixdev.ixys.com/. 8. Mühlethaler J.M. et. al., Improved Core-Loss Calculation for Magnetic Components Employed in Power Electronic Systems, IEEE Transactions on Power Electronics 2012, Vol. 27, No. 2, pp. 964–973. 9. Zhao T. et al., Voltage and Power Balance Control for a Cascaded H-Bridge Converter-Based Solid-State Transformer, IEEE Transactions on Power Electronics 2013, Vol. 28, No. 4, pp. 1523–1532. 10. Jain A.K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verifcation, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, pp. 1215–1227. 11. Adamowicz M., Smart MV/LV distribution transformer for Smart Grid with active prosumer participation, Acta Energetica 2012, No. 3, pp. 4–9. 12. Ericsen T. et al., PEBB – Power Electronics Building Blocks, from Concept to Reality, Proc. IET Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, 2006, pp. 12–16. 13. Adamowicz M., Strzelecki R., Krzemiński Z., Hybrid High-frequencySiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. 38th Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society IECON (2012), Montreal, Canada. 14. IEEE Guide for Control Architecture for High Power Electronics (1 MW and Greater) Used in Electric Power Transmission and Distribution Systems IEEE Std 1676-2010, 2011, pp. 1–47. 15. Monti A., Ponci F., PEBB Standardization for High-Level Control: A Proposal, IEEE Transactions on Industrial Electronics 2012, Vol. 59, No. 10, pp. 3700–3709.

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

16. Adamowicz M. i in., Układy sterowania bramkowego tranzystorów z węglika krzemu SiC JFET w falownikach napięcia [Gate control circuits for SiC JFETsilicon carbide transistors in voltage inverters], Przegląd Elektrotechniczny 2012, Vol. 88, No. 4B, pp. 1–6. 17. Ortiz G., Biela J., Kolar J.W., Optimized design of medium frequency transformers with high isolation requirements, Conference on IEEE Industrial Electronics Society IECON 2010, pp. 631–638. 18. Stadler A., Gulden C., Improved thermal design of a high frequency power transformer, European Conf. on Power Electronics and Applications EPE 2011, pp. 1–9.

ACKNOWLEDGEMENTS This study was partially completed under a Research Grant funded by Energa SA. The author also wishes to express special thanks to Mr. Jędrzej Pietryka, MSc. Eng., a PhD student of Gdańsk University of Technology, Department of Electrical and Control Engineering, for his contribution to, and assistance in, the laboratory research.

Marek Adamowicz Gdańsk University of Technology e-mail: madamowi@ely.pg.gda.pl An assistant professor in the Department of Mechatronics and High Voltage Engineering, Gdańsk University of Technology. He managed the LIDER project concerning AC-AC converters with silicon carbide power semiconductor devices for wind power plants in the first program for the development of young researchers of the National Centre for Research and Development (2010–2012). The winner of the Energa SA competition for a research grant awarded to the study on a solution of smart MV/LV distribution transformer for smart grid (2012). His research interests include: development of new converter systems for MV distribution grids, control methods for wind power plants and MV electric drives with bidirectional energy flow.

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 6–13

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 6–13. When referring to the article please refer to the original text. PL

Energoelektroniczne moduły funkcjonalne dla realizacji inteligentnych transformatorów dystrybucyjnych SN/nn dla sieci Smart Grid Autor

Marek Adamowicz

Słowa kluczowe

inteligentne sieci energetyczne, transformator dystrybucyjny, energoelektronika

Streszczenie

Przy coraz większym zaangażowaniu aktywnych odbiorców w działania mające na celu poprawę efektywności wykorzystania energii oraz wzroście zainteresowania wytwarzaniem energii z odnawialnych źródeł konieczne staje się opracowanie rozwiązań technologicznych, które umożliwią operatorom sieci dystrybucyjnych rozwój nowych usług i funkcjonalności. W odróżnieniu od konwencjonalnych transformatorów, inteligentne transformatory dystrybucyjne, będące w fazie opracowań, wykorzystują w swej budowie szybkie przyrządy półprzewodnikowe dużej mocy i obwody magnetyczne wysokiej częstotliwości, zapewniając sterowanie dwukierunkowym przepływem energii oraz płynną regulację parametrów napięcia sieci. Z założenia inteligentne transformatory dystrybucyjne charakteryzują się budową modułową. W artykule autor omówił podstawowe energoelektroniczne moduły funkcjonalne, z których realizowane są inteligentne transformatory dystrybucyjne, oraz przedstawił wyniki badań prowadzonych na Politechnice Gdańskiej nad budową modelu inteligentnego transformatora.

1. Wstęp W ostatnich latach jednym z najnowocześniejszych kierunków rozwoju elektrotechniki stała się energoelektronika [1]. Skalę rozwoju tej dziedziny nauki i techniki, nazywanej inaczej elektroniką wielkich mocy oraz cyfrowym przetwarzaniem energii (ang. power processing), można porównać jedynie z burzliwym rozwojem technologii komputerowej w końcówce lat 90. ubiegłego wieku, kontynuowanym w minionej dekadzie. Wśród głównych przyczyn tak szybkiego rozwoju urządzeń energoelektronicznych można wskazać trzy podstawowe: • rosnące zapotrzebowanie ze strony przemysłu i energetyki [2, 3] • rosnący poziom rozwoju technologii materiałów półprzewodnikowych oraz magnetycznych [4–8] • rozwój technologii mikroprocesorowej, zwłaszcza opracowanie szybkich procesorów sygnałowych oraz nowych topologii i metod sterowania przyrządami i układami półprzewodnikowymi [9, 10]. Rosnące zapotrzebowanie na układy energoelektroniczne wynika również z coraz większego zaangażowania aktywnych odbiorców energii, zarówno dużych przedsiębiorstw, jak i małych odbiorców, prosumentów, przede wszystkim w działania mające na celu poprawę efektywności wykorzystania energii. Wpływ ma również nieustanny wzrost zainteresowania wytwarzaniem energii z odnawialnych źródeł (OZE). W inteligentnych sieciach energetycznych (ang. Smart Grid) dzięki zastosowaniu urządzeń energoelektronicznych układy OZE, a także współpracujące z siecią systemy ładowania pojazdów elektrycznych V2G (ang. vehicle to grid) mogą stać się nowymi elementami systemu sterowania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej. Przedstawiony na rys. 1 inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn o budowie modułowej [9, 11] jest przykładem interfejsu

energoelektronicznego o niespotykanej dotąd w konwencjonalnych transformatorach możliwości sterowania przepływem mocy oraz płynnej regulacji parametrów napięcia sieci. Przedstawione schematycznie na rys. 1a rozwiązanie inteligentnego transformatora dystrybucyjnego SN/nn, o budowie modułowej i trójstopniowej strukturze pokazanej w szczegółach na rys. 1b–1d, jest zorientowane zwłaszcza na przyłączanie prosumentów oraz właścicieli układów OZE [3]. Udokumentowany na rys. 1b wielopoziomowy, 3-fazowy przekształtnik AC-DC składa się w każdej fazie z połączonych kaskadowo mostków tranzystorowych typu H i pozwala na kształtowanie sinusoidalnego napięcia po stronie SN, przy stosunkowo niewielkich rozmiarach filtra pasywnego. Pokazany na rys. 1c przekształtnik DC-DC stopnia pośredniego służy do połączenia każdego z mostków tranzystorowych H po stronie SN ze wspólnym obwodem pośredniczącym przekształtnika sieciowego DC-AC po stronie nn. Izolowany przekształtnik DC-DC (ang. dual active bridge, DAB), zawierający dwa mostki tranzystorowe typu H oraz transformator wysokiej częstotliwości, stanowi kluczowy element inteligentnego transformatora dystrybucyjnego. Odpowiednio sterowany zapewnia izolację galwaniczną pomiędzy stronami SN i nn, transformację napięcia oraz możliwość sterowania przepływem energii w dwóch kierunkach. Ta ostatnia właściwość jest spełnieniem podstawowego wymogu stawianego aktywnym sieciom dystrybucyjnym. Zastosowanie wysokiej częstotliwości przełączania tranzystorów przekształtnika DC-DC pozwala na uzyskanie małych rozmiarów rdzeni transformatorowych i powiązanych elementów magnetycznych. Stopnie aktywne AC-DC po stronie SN oraz DC-AC po stronie nn, dzięki magazynom energii w postaci kondensatorów

w obwodach pośredniczących, dają możliwość kompensacji mocy biernej oraz płynnej regulacji parametrów napięcia zarówno w przypadku zmian obciążenia w szerokim zakresie, jak i w przypadku zmian mocy generowanej przez przyłączane źródła OZE. Dzięki zastosowaniu sterowanych układów energoelektronicznych inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn może być zatem wykorzystany jako podstawowy element wykonawczy w procesie kontroli i sterowania mocą czynną oraz bierną w systemach generacji rozproszonej. Inteligentny transformator dystrybucyjny zapewnia jednocześnie ochronę przyłączanych odbiorów i źródeł OZE przed występującymi w sieci zakłóceniami, zwłaszcza krótkotrwałymi, głębokimi zapadami napięcia. 2. Podstawowe topologie modułów funkcjonalnych 2.1. Koncepcja budowy modułowej przekształtników energoelektronicznych Podstawowymi wymogami stawianymi urządzeniom energoelektronicznym, proponowanym do nowych zastosowań w energetyce, są: niezawodność działania oraz wysoka sprawność przekształcania energii. Otwartym problemem staje się również konieczność unifikacji i standaryzacji nowych urządzeń, które miałyby być instalowane w aktywnych sieciach energetycznych przy występowaniu ogromnego zróżnicowania poziomów napięć czy poziomów generowanej mocy czynnej i biernej. Dotyczy to nie tylko przyłączanych układów OZE, a także nieprzewidywanego zakresu zmian mocy odbiorów o dwukierunkowym przepływie energii, m.in. stacji ładowania V2G. Rozwiązaniem może być zastosowanie koncepcji budowy urządzeń o różnych mocach i poziomach napięć z ujednoliconych energoelektronicznych modułów funkcjonalnych (ang. Power Electronics Building Blocks, PEBB) [12, 13]. Takie podejście wymaga jednak wnikliwej analizy i rozpatrzenia szeregu aspektów

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 6–13

Rys. 1. Inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn: schemat (a), gałąź fazowa AC-DC po stronie SN złożona z połączonych szeregowo mostków tranzystorowych (b), stopień pośredni DC-DC z transformatorem wysokiej częstotliwości dołączany z jednej strony do każdego mostka gałęzi fazowej SN, a z drugiej połączony ze wspólnym przekształtnikiem DC-AC po stronie nn (c), przekształtnik DC-AC po stronie nn (d)

dotyczących wymagań, funkcjonalności i aktualnego stanu technologii. Jednym z aspektów technologicznych, związanych z budową inteligentnych transformatorów dystrybucyjnych, jest zapewnienie odpowiednio wysokiej częstotliwości przełączania przyrządów półprzewodnikowych, umożliwiającej zastosowanie nowoczesnych materiałów magnetycznych o małych rozmiarach rdzeni, oraz odpowiednio wysokiej sprawności procesu transformacji napięcia. Postęp w technologii półprzewodnikowej opartej na krzemie (Si) pozwala obecnie na stosowanie dostępnych na rynku szybkich tranzystorów IGBT, np. typu NPT IGBT, o napięciach blokowania do 4 kV oraz częstotliwości przełączania 20 kHz i większej [7]. Z kolei dostępne

na rynku wysokosprawne przyrządy półprzewodnikowe z nowego materiału półprzewodnikowego – węglika krzemu (SiC), o znacznie lepszych parametrach niż krzem, są obecnie dostępne na napięcia blokowania do 1,7 kV. Opracowanie urządzeń energoelektronicznych dla nowych zastosowań w energetyce wiąże się również z doborem systemów i układów sterowania, układów komunikacji, materiałów izolacyjnych oraz elementów pasywnych, zwłaszcza kondensatorów na wysokie napięcia, zdolnych do pracy z szybkozmiennymi prądami o dużej amplitudzie. Próby unifikacji i ujednoliconego opisu funkcjonalności energoelektronicznych modułów funkcjonalnych zostały podjęte m.in. w pracach [12–15].

Energoelektroniczny moduł funkcjonalny integruje w swojej strukturze: • przyrządy półprzewodnikowe mocy • elementy bierne, m.in. kondensatory i filtry • elementy magnetyczne, m.in. transformatory wysokiej częstotliwości i dławiki • układy sterowania bramkowego • karty z procesorami sygnałowymi, procesorami ARM • elektroniczne układy interfejsów • układy pomiarowe • układy komunikacyjne • pozostałe układy w zależności od zaprojektowanej funkcjonalności. Poszczególne podsystemy energoelektronicznego modułu funkcjonalnego, wykonanego z przyrządami półprzewodnikowymi mocy, wytworzonymi z krzemu, można pogrupować pod kątem wymagań dotyczących sterowania, dynamiki zmian sygnałów oraz wymaganej funkcjonalności w pięć oddzielnych grup, wraz z odpowiadającymi im warstwami sterowania i kontroli [13–15]: • warstwa systemowa – jej funkcje są ściśle związane z przeznaczeniem energoelektronicznego modułu funkcjonalnego, w jakim systemie będzie pracował bądź w skład jakiego urządzenia będzie wchodził. Odpowiada za wolnozmienne procesy o czasach trwania stanów przejściowych powyżej 10 ms (półokres napięcia sieci). W przypadku inteligentnego transformatora dystrybucyjnego SN/nn są to: proces transformacji napięcia sieci dystrybucyjnej SN do poziomu w punkcie przyłączenia prosumenta bądź układu OZE, poprawa jakości napięcia po stronie SN oraz opcjonalnie zarządzanie układami zewnętrznymi przyłączonymi do szyny DC (zasobniki, OZE, V2G) • warstwa sterowania nadrzędnego – odpowiada za procesy o czasach trwania rzędu od 1 ms do 1 s. W odniesieniu do inteligentnego transformatora dystrybucyjnego będą to m.in.: regulacja amplitudy i częstotliwości napięcia 3-fazowego (po stronie SN oraz nn), symetryzacja napięcia (po stronie SN oraz nn), kompensacja mocy biernej (po stronie SN), kompensacja bądź aktywna filtracja wyższych harmonicznych sieci (po stronie SN), a także opcjonalnie zarządzanie zasobnikiem energii • warstwa sterowania przekształcaniem napięcia – odpowiada za procesy o czasach trwania . Dolna granica okresu czasu jest związana z szybkością procesora sterującego, w tym przede wszystkim czasem wykonania programu w przerwaniu. Czas ten będzie się zmieniał w zależności od tego, czy będzie to jednostopniowe przekształcanie napięcia (AC-DC, DC-DC, DC-AC, AC-AC), czy wielostopniowe (np. AC-DC-DC), a także czy w przerwaniu są liczone zawansowane algorytmy, np. równania różniczkowe obserwatora siły elektromotorycznej sieci. Warstwa obejmuje m.in. pętlę synchronizacji fazowej (PLL), sterowanie napięciem i prądem wyjściowym (równania regulatorów), sterowanie kątem przesunięcia napięć strony pierwotnej i wtórnej transformatora (w przekształtniku izolowanym DC-DC) • warstwa sterowania przełączaniem przyrządów półprzewodnikowych – dotyczy procesów o czasach trwania

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 6–13

Rys. 2. Schemat opracowanego półmostka IGBT 2,4 kV, 20 A z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika krzemu, jako najmniejszego podstawowego energoelektronicznego modułu funkcjonalnego do realizacji strony SN transformatora inteligentnego

z zakresu . Obejmuje wyliczenie czasów wypełnienia impulsu (ang. duty cycle) przyrządów półprzewodnikowych, wyznaczanie czasów załączeń metodą modulacji szerokości impulsów (w 3-fazowych przekształtnikach AC-DC i DC-AC) • warstwa sterowania sprzętowego – obejmuje procesy dynamiczne o najkrótszych czasach trwania stanów przejściowych rzędu . Związana z procesami formowania sygnałów bramkowych sterujących tranzystorami, zapewnieniem bezpiecznej komutacji (ograniczenie stromości narastania prądów i napięć di/dt oraz dv/dt), zabezpieczeniem przyrządów półprzewodnikowych przed uszkodzeniem, obsługą sygnałów awarii (fault) oraz formowaniem sygnałów pomiarowych. W przypadku zastosowania w energoelektronicznym module funkcjonalnym tranzystorów z węglika krzemu warstwa sterowania sprzętowego będzie obejmowała znacznie krótsze czasy trwania stanów przejściowych – rzędu dziesiątek ns [16]. Projekt energoelektronicznego modułu funkcjonalnego powinien ponadto zapewniać komunikację pomiędzy poszczególnymi warstwami, z zastosowaniem odpowiednich interfejsów komunikacyjnych. Sygnały komunikacyjne w obrębie modułu funkcjonalnego można podzielić na [14]: • sygnały sterujące oraz sygnały obsługi znaczników awarii, związane z podstawowymi zadaniami i funkcjonalnościami danej warstwy • sygnały zadane i sygnały statusu zmiennych stanu, związane z podsystemem opisanym daną warstwą bądź też urządzeniem energoelektronicznym jako całością • sygnały pomiarowe generowane w procesie przetwarzania analogowo-cyfrowego. Obieg informacji w obrębie energoelektronicznego modułu funkcjonalnego może

Rys. 3. Widok opracowanego półmostka IGBT 2, 5 kV, 20 A z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika oraz zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego (na fotografii zdjęty radiator chłodzący)

Rys. 4. Przebiegi uzyskane dla opracowanego półmostka IGBT w czasie załączania (1 µs/dz) (a) oraz wyłączania (2 µs/dz) (b) wysokonapięciowego tranzystora IXLF19N250A. Od góry: prąd (2,5 A/dz), napięcie na tranzystorze (500 V/dz) oraz napięcie na bramce (20 V/dz)

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 6–13

się odbywać w sposób hierarchiczny, np. od warstwy najniższej do najwyższej, bądź dwukierunkowo pomiędzy poszczególnymi parami warstw. 2.2. Moduł półmostka z szybkimi tranzystorami IGBT 2,4 kV Koncepcja energoelektronicznych modułów funkcjonalnych jest w literaturze stosowana do opisu gałęzi fazowej zawierającej sterowane przyrządy półprzewodnikowe mocy – tranzystory wraz ze zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego oraz z diodami zwrotnymi. Pojedyncza gałąź fazowa w postaci półmostka IGBT o określonych parametrach, m.in. napięciu blokowania, znamionowym prądzie, częstotliwości przełączeń, może stanowić podstawę wielu przekształtników energoelektronicznych, m.in.: • mostka tranzystorowego typu H (rys. 1b) – do zastosowania m.in. w przekształtnikach AC-DC i DC-AC wielopoziomowych, izolowanych przekształtnikach DC-DC (rys. 1c) • 3 - f a z ow e g o, d w u k i e r u n k ow e g o przekształtnika DC-AC (falownik prostownik) czterogałęziowego (rys. 1d) bądź trójgałęziowego • przekształtnika DC-DC, tzw. choppera – podwyższającego bądź obniżającego napięcie, np. przyłączonych dodatkowych zasobników energii. Na rys. 2 przedstawiony został w sposób schematyczny moduł półmostka IGBT 2,4 kV, 20 A wraz ze zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego, opracowany w zespole autora artykułu jako najmniejszy podstawowy energoelektroniczny moduł funkcjonalny do realizacji podsystemów inteligentnego transformatora dystrybucyjnego po stronie SN. W warstwie sterowania sprzętowego do formowania sygnału napięciowego, sterującego tranzystorami IGBT, wykorzystano standardowy driver TC4429. Jest to driver o wydajności prądowej 6 A, odwracający znak sygnału sterującego (SIGN_IN1, SIGN_IN2) ze względu na zastosowany światłowodowy system komunikacji, wykorzystane odbiorniki światłowodowe nowej generacji typu HFBR2528Z również odwracają fazę sygnału sterującego. Driver TC4429 posiada wejście w standardzie TTL dopasowane do wyjścia odbiornika światłowodowego. Czas propagacji drivera wynosi tylko 55 ns, a czasy zmian dynamicznych sygnału sterującego są rzędu 25 ns. Na rys. 3 pokazano widok opracowanego półmostka IGBT z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika oraz zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego. Zastosowane wysokonapięciowe tranzystory NPT IGBT typu IXLF19N250A o bardzo małym ładunku całkowitym, gromadzonym w bramce (QG = 142 nC przy przełączaniu 1,5 kV), charakteryzują się krótkim czasem załączenia td(on) + tr = 150 ns i relatywnie krótkimi czasami wyłączania td(off) = 600 ns oraz tf = 250 ns. Ilość energii traconej na załączanie tranzystora zależy od ładunku zgromadzonego w diodzie zwrotnej. Zastosowanie w proponowanym rozwiązaniu dwóch szeregowo połączonych diod Schottky’ego 1,2 kV z węglika krzemu, o blisko zerowym ładunku całkowitym, jako diod zwrotnych

tranzystora IGBT pozwala na bezstratne załączanie tranzystora. Straty na przełączanie będą zależały zatem wyłącznie od energii traconej na wyłączanie tranzystora IGBT. Dla zmniejszenia tych start zastosowano wyłączanie tranzystorów z ujemnym napięciem bramki. Moc PGATE(on) tracona w bramce tranzystora IGBT przy napięciu załączania UG(on) = 15 V i częstotliwości przełączania fs = 20 kHz wynosi:

(1) Dzięki wykorzystaniu do realizacji połączeń pomiędzy tranzystorami i diodami dwustronnego laminatu FR4, o pogrubionej warstwie miedzi 70 µm, uzyskano wysoki stopień integracji opracowanego półmostka IGBT. Na rys. 3a widoczne są 16-pinowe wyprowadzenia silnoprądowe. Na rys. 4 pokazano przykładowe przebiegi załączania i wyłączania tranzystora IGBT w opracowanym półmostku przy napięciu 1,5 kV oraz prądzie 10 A. Należy nadmienić, że w czasie badań laboratoryjnych uzyskano również zadowalające wyniki przy przełączaniu napięcia 2 kV. 2.3. Moduł izolowanego przekształtnika DC-DC z transformatorem wysokiej częstotliwości Omówiony powyżej podstawowy moduł półmostka IGBT nie posiada funkcji izolacji galwanicznej napięć wejściowego i wyjściowego. Funkcję tę spełnia natomiast energoelektroniczny moduł funkcjonalny w postaci izolowanego przekształtnika DC-DC. Zasadniczymi elementami izolowanego przekształtnika DC-DC, decydującymi o sprawności i gabarycie, są mostki tranzystorowe typu H, każdy złożony z dwóch półmostków IGBT oraz transformator pracujący z częstotliwością 20 kHz. Przekształtnik DC-DC, jak zostało już nadmienione we wstępie, daje możliwość sterowania dwukierunkowym przepływem mocy poprzez odpowiednie kształtowanie napięć i prądów mostków tranzystorowych strony pierwotnej i wtórnej. Przebiegi napięć i prądów transformatora, które będą decydowały o projekcie całego urządzenia, wynikają z przyjętej metody sterowania tranzystorami w warstwie sterowania przekształcaniem napięcia. W każdym z dwóch mostków przekształtnika DC-DC (rys. 1 c) napięcie stałe U1 na wejściu mostka po stronie pierwotnej bądź U2 po stronie wtórnej przekształtnika jest przekształcane w ciąg impulsów prostokątnych o częstotliwości 20 kHz oraz, w zależności od sterowania, o stałej bądź modulowanej szerokości. Przesyłana moc zależy od wzajemnego przesunięcia fazowego przebiegu napięcia mostka tranzystorowego strony pierwotnej względem napięcia mostka strony wtórnej. W najprostszym przypadku, gdy wypełnienie impulsów napięcia jest stałe i wynosi 50%, moc przekształtnika można opisać zależnością:

(2)

gdzie: f [rad] – kąt przesunięcia względem siebie napięć prostokątnych mostka strony pierwotnej i mostka strony wtórnej, n – przekładnia transformatora, fs – częstotliwość przełączania tranzystorów. Włączone szeregowo w obwód transformatora, po stronie pierwotnej i wtórnej, dodatkowe indukcyjności L1 oraz L2, gromadząc w sobie energię, umożliwiają z jednej strony sterowanie przesyłaniem mocy, a z drugiej strony ograniczają stromości narastania prądów w uzwojeniach transformatora. Układ sterowania przekształtnikiem DC-DC powinien zapewnić nienasycanie się rdzenia transformatora. Namagnesowane rdzenia jest funkcją przyłożonej do uzwojeń transformatora całki napięcia (ang. volt - second), którą dla przebiegów prostokątnych napięcia można w prosty sposób wyznaczyć, przemnażając amplitudę napięcia na uzwojeniu transformatora przez czas trwania prostokąta napięcia. W zależności od częstotliwości pracy tranzystorów przekształtnika DC-DC oraz zastosowanej metody sterowania (z modulacją lub bez modulacji szerokości impulsów prostokątnych napięcia) wybierany jest materiał rdzenia transformatora spośród następujących [17]: • rdzeń ferrytowy – charakteryzujący się relatywnie najniższą ceną • rdzeń amorficzny – o największej indukcji nasycenia Bsat • rdzeń nanokrystaliczny – charakteryzujący się relatywnie najmniejszymi stratami. W tańszych rdzeniach ferrytowych uniknięcie nasycenia uzyskuje się przez sklejanie ze sobą wielu rdzeni (zwiększenie wypadkowej powierzchni przekroju) oraz zwiększenie liczby zwojów zgodnie z zależnością: (3) gdzie: ∆B – amplituda zmian indukcji magnetycznej, λ – całka napięcia wyrażona w [V ∙ s], N – liczba zwojów, Ac – przekrój powierzchni rdzenia. Na stanowisku laboratoryjnym badano przekształtnik DC-DC z transformatorem wysokiej częstotliwości o mocy 140 kW i napięciu znamionowym 1100 V z rdzeniem nanokrystalicznym typu N97 [18], złożonym z czterech rdzeni o przekroju Ae = 840 mm2 o wypadkowej znamionowej indukcji Bmax = 250 mT występującej przy całce napięcia równej 0,037 V ∙ s. Dla badanego rdzenia znamionowe warunki namagnesowania występowały przy zasilaniu napięciem prostokątnym o amplitudzie 1100 V i częstotliwości 30 kHz, przy współczynniku wypełnienia impulsu prostokątnego D = 1. Obniżenie częstotliwości pracy tranzystorów, pozwalające np. na zmniejszenie strat w warunkach, gdzie utrudnione jest odprowadzanie ciepła, wymaga dla badanego rdzenia zastosowania modulacji szerokości impulsów napięcia. Przykładowo, przy częstotliwości 20 kHz znamionowe namagnesowania badanego rdzenia uzyskano dla współczynnika wypełnienia impulsów napięcia prostokątnego D = 0,667.

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 6–13

Rys. 5. Przebiegi prądu (1 A/dz) i napięć (500 V/dz) strony wtórnej transformatora przekształtnika DC-DC w czasie pracy jałowej z częstotliwością 10 kHz (20 µs/dz) (a) oraz z częstotliwoscią 6,67 kHz, z widocznym nasyceniem transformatora (40 µs/dz) (b)

Na rys. 5 pokazano wpływ zmniejszania częstotliwości pracy tranzystorów na wzrost całki napięcia, a tym samym na wzrost namagnesowania rdzenia badanego transformatora. Podczas badań napięcie po stronie wtórnej przekształtnika DC-DC wynosiło 550 V. Transformator pracował nieobciążony, co potwierdza brak zależności pomiędzy prądem obciążenia a występowaniem nasycenia. Przy określonym stałym napięciu DC, ze zmniejszaniem częstotliwości, rośnie całka napięcia przyłożona do uzwojeń transformatora. Przy częstotliwości pracy tranzystorów fs = 10 kHz na rys. 5a widać prawie liniowy kształt zboczy prądu transformatora, natomiast przy częstotliwości 6,67 kHz, na rys. 5b, widoczne jest charakterystyczne zagięcie krzywej prądu strony wtórnej transformatora świadczące o nasyceniu rdzenia transformatora. W celu uzyskania minimalizacji strat przy jednoczesnym optymalnym wykorzystaniu rdzenia transformatora w izolowanym przekształtniku DC-DC można zastosować sterowanie tranzystorami ze zmianą częstotliwości przełączeń w funkcji obciążenia z jednoczesnym sterowaniem współczynnikiem wypełnienia D prostokątnych impulsów napięcia. Częstotliwość pracy tranzystorów w funkcji obciążenia może być wówczas wyznaczana w warstwie sterowania nadrzędnego. Ponieważ ze wzrostem częstotliwości rosną straty w mostkach tranzystorowych przekształtnika DC-DC, przy znamionowym obciążeniu transformatora częstotliwość przełączania nie może być zbyt wysoka. Należy jednak mieć na uwadze, że w izolowanym przekształtniku DC-DC do uzwojeń transformatora dołączone są szeregowo indukcyjności dodatkowe, magazynujące energię i umożliwiające przesyłanie mocy. Przy dużym obciążeniu prąd płynący przez transformator powoduje również spadki napięcia na indukcyjnościach dodatkowych L1 i L2, dołączonych szeregowo do uzwojeń transformatora. Przy obciążeniu znamionowym spadki napięcia na indukcyjnościach dodatkowych zmniejszają w sposób istotny całkę napięcia, przyłożoną do uzwojeń transformatora.

Rys. 6. Przebiegi napięcia mostka strony wtórnej (500 V/dz) oraz napięcia na uzwojeniach strony wtórnej transformatora (500 V/dz) i prądu strony wtórnej transformatora (10 A/dz) obciążonego przekształtnika DC-DC, pracującego z częstotliwością 20 kHz i kątami przesunięcia fazowego: f = 0,5 rad (a) oraz f = 0,62 rad (b)

Na rys. 6 pokazano przebiegi napięcia na mostku strony wtórnej przekształtnika i uzwojeniu strony wtórnej transformatora oraz prąd strony wtórnej, dla dwóch kątów przesunięcia fazowego napięć: f = 0,5 rad

oraz f = 0,62 rad, przy napięciu DC po stronie nn równym 700 V i częstotliwości pracy tranzystorów 20 kHz. Jak widać na przebiegach, ze wzrostem kąta f wzajemnego przesunięcia napięć mostków

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 6–13

strony pierwotnej i wtórnej przekształtnika DC-DC rośnie prąd transformatora i przesyłana moc. Rośnie również spadek napięcia na indukcyjności strony wtórnej L2 = 70 µH, zmniejszając tym samym całkę napięcia przyłożoną do uzwojeń transformatora. W badaniu pokazanym na rys. 5 wzrost kąta przesunięcia fazowego o 0,12 rad spowodował wzrost amplitudy prądu strony wtórnej o ponad 3,5 A i zmniejszenie całki napięcia o 0,014 V ∙ s, tzn. o 11%. 3. Wnioski Korzystnym jest, aby będące obecnie w fazie opracowań inteligentne transformatory dystrybucyjne SN/nn dla sieci Smart Grid charakteryzowały się budową modułową. Zastosowanie proponowanej w ostatnich latach w literaturze koncepcji energoelektronicznych modułów funkcjonalnych do opisu poszczególnych podsystemów inteligentnego transformatora dystrybucyjnego SN/nn może ułatwić jego projektowanie, a w przyszłości unifikację i standaryzację na potrzeby operatorów sieci dystrybucyjnych. W artykule przedstawiono dwa elementarne podsystemy inteligentnego transformatora dystrybucyjnego SN/nn: moduł pólmostka IGBT 2,5 kV, 20 A z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika krzemu oraz ze zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego oraz moduł przekształtnika DC-DC zapewniający izolację i sterowanie dwukierunkowym przepływem mocy. Do opisu obydwu podsystemów zastosowano koncepcję energoelektronicznych modułów funkcjonalnych. Bibliografia 1. BenysekG.i in.,PowerElectronicSystemsas a Crucial Part of Smart Grid Infrastructure – a Survey, Bulletin of the Polish Academy of Sciences, Vol. 59, No. 4, Dec. 2011, s. 455–473.

2. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Sieci inteligentne – wybrane cele i kierunki działania operatora systemu dystrybucyjnego, Acta Energetica 2011, nr 8, s. 31–35. 3. She X. i in., On Integration of Solid-State Transformer with Zonal DC Microgrid, IEEE Transactions On Smart Grid, Vol. 3, No. 2, June 2012, s. 975–985. 4. Aggeler D., Biela J., Kolar J.W., SolidState Transformer Based on SiC JFETs for Future Energy Distribution Systems, Proceedings of the Smart Energy Strategies Conference (SES ’08), Zurich, Switzerland, Sep. 8–10 2008. 5. Wang J. i in. Smart Grid Technologies. Development of 15-kV SiC IGBTs and Their Impact on Utility Applications, IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, s. 16–25. 6. Adamowicz M. i in., Performance Comparison of SiC Schottky Diodes and Silicon Ultra-Fast Recovery Diodes, Proc. IEEE Conf. CPE (2011), June 1–3 [CD-ROM]. 7. Discrete IGBTs, Very High Voltage NPT IGBTs (2500 V – 4000 V) [online], http://ixdev.ixys.com/. 8. Mühlethaler J.M. i in., Improved Core-Loss Calculation for Magnetic Components Employed in Power Electronic Systems, IEEE Transactions on Power Electronics 2012, Vol. 27, No. 2, s. 964–973. 9. Zhao T. i in., Voltage and Power Balance Control for a Cascaded H-Bridge Converter-Based Solid-State Transformer, IEEE Transactions on Power Electronics 2013, Vol. 28 , No. 4, s. 1523–1532. 10. Jain A.K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verification, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, s. 1215-1227. 11. Adamowicz M., Smart MV/LV distribution transformer for Smart Grid with active prosumer participation, Acta Energetica 2012, nr 3, s. 4–9.

12. Ericsen T. i in., PEBB – Power Electronics Building Blocks, from Concept to Reality, Proc. IET Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, 2006, s. 12–16. 13. Adamowicz M., Strzelecki R., Krzemiński Z., Hybrid High-frequency-SiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. 38th Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society IECON (2012), Montreal, Canada. 14. IEEE Guide for Control Architecture for High Power Electronics (1 MW and Greater) Used in Electric Power Transmission and Distribution Systems IEEE Std 1676-2010, 2011, s. 1–47. 15. Monti A., Ponci F., PEBB Standardization for High-Level Control: A Proposal, IEEE Transactions on Industrial Electronics 2012, Vol. 59, No. 10, s. 3700–3709. 16. Adamowicz M. i in., Układy sterowania bramkowego tranzystorów z węglika krzemu SiC JFET w falownikach napięcia, Przegląd Elektrotechniczny 2012, r. 88, nr 4B, s. 1–6. 17. Ortiz G., Biela J., Kolar J.W., Optimized design of medium frequency transformers with high isolation requirements, Conference on IEEE Industrial Electronics Society IECON 2010, s. 631–638. 18. Stadler A., Gulden C., Improved thermal design of a high frequency power transformer, European Conf. on Power Electronics and Applications EPE 2011, s. 1–9. PODZIĘKOWANIA Badania w części zostały wykonane w ramach grantu badawczego ufundowanego przez ENERGA SA. Autor pragnie złożyć również specjalne podziękowania panu mgr. inż. Jędrzejowi Pietryce, doktorantowi Politechniki Gdańskiej, Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, za włożoną pracę i pomoc w badaniach laboratoryjnych.

Marek Adamowicz

dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: madamowi@ely.pg.gda.pl Pracuje na stanowisku adiunkta w Katedrze Mechatroniki i Inżynierii Wysokich Napięć Politechniki Gdańskiej. Był kierownikiem projektu LIDER, dotyczącego przekształtników AC-AC z przyrządów półprzewodnikowych z węglika krzemu dla elektrowni wiatrowych, w ramach pierwszego programu rozwoju młodej kadry naukowej Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (2010–2012). Laureat konkursu na grant badawczy ENERGA SA za pracę traktującą o rozwiązaniu inteligentnego transformatora dystrybucyjnego SN/nn dla sieci Smart Grid (2012). Zainteresowania naukowe, m.in.: opracowanie nowych układów przekształtnikowych dla sieci dystrybucyjnych SN, metod sterowania elektrowniami wiatrowymi oraz napędami elektrycznymi średniego napięcia o dwukierunkowym przepływie energii.

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 20–25

Idea of MGrid System for Multicarrier Energy MicroGrid Designing and Control

Authors Dariusz Baczyński Piotr Helt Marek Maniecki Jacek Wasilewski

Keywords microgrids, optimisation, designing

Abstract The idea of the MGrid system for multicarrier energy microgrid designing and control is presented in the article. The first part of the work contains reasons for undertaking the problem of complex optimisation of utilising various energy forms on the operation area of a typical microgid. The planned system functionality and architecture is also presented. Conclusions concerning expected advantages as a consequence of using the proposed system are discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014402

1. Introduction The power sector’s development is derived from a number of factors relating to the development of technologies themselves, as well as the development of societies in terms of economy and of social and environmental awareness. The original model of the connection between a local electricity generator and consumers in the neighbourhood turned into extensive power grids connecting multiple generators and consumers in large areas. The grids have grown, covering entire countries and later continents. The current microgrid paradigm somehow recalls the concept of electricity generation close to consumers connected to the local grid [1, 2, 3, 4]. There are three areas of benefits from this approach. The first area represents benefits for customers connected to the microgrid, and microgrid owners: • reduced electricity use costs • increased power supply reliability • utilisation of available primary energy carriers. The second area represents benefits for distribution grid and transmission operators: • reduced electricity transmission losses and postponed capital expenditures for generation, transmission, and distribution subsystems • improved stability of the power system as a whole • availability of ancillary services provided by microgrids. Finally, the third area concerns the whole of society: • increased energy security through partial diversification of fuels, and reduced dependence on a single fuel 20

• increased capital expenditures for generation subsystem, and hence reduced unemployment, the more units are manufactured in the country, the greater the effect • reduced harmful emissions into the environment (especially in the case of renewable energy sources), improved utilisation of primary energy carriers. Doubts are often raised about the economic rationale for development of distributed electricity sources, renewable energy sources in particular. It is obvious that electricity generation in large conventional sources is much cheaper (and more convenient) than in small, often complex, expensive and unpredictable renewable sources. Apart from the depletion of countries’ major energy resources, the question arises of which direction the economy should follow as a whole. Will the technological development contribute to the formation of large groups excluded from the labour market? Which resource will be the most in demand in the coming decades? Shouldn’t we start manufacturing appliances that utilise even small energy resources at the local level, rather than extract minerals and use them as fuel? Will another collapse of the financial markets revive trading in real commodities, rather than virtual ones? These questions cast doubt on the simple economic calculation, which answers only one question: which is cheaper? In thinking of the energy sector development, economic aspects should be considered along with social and environmental decision factors. The microgrid concept is not a remedy for all socio-economic problems that may arise in the future, but these authors believe that its implementation may to some extent contribute to sustainable development.

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 20–25

2. Multi-carrier microgrid 2.1. Idea The main economic advantage of microgrid development, including connecting local energy sources to the grids, is higher efficiency of the use of primary resources (including fuels), also owing to cogeneration, and source deployment close to loads [5, 6]. Just the issue of concurrent cost optimisation of all energy carriers available in a grid should provide significant synergies. Energy supply system should therefore be considered as a multicarrier system, i.e. taking into account distribution of electricity, heat and cool (EHC energy). Hence, the following multi-carrier multigrid definition may be offered: a kind of local energy distribution system, which includes loads, sources and reservoirs of various different energy forms.

2.2. Requirements Most research studies and commercial solutions focus primarily on the aspect of a microgrid’s electrical operation. Despite taking into account subsystems associated with other energy carriers, the issue of production and consumption of various media across the microgrid has not been comprehensively analysed. This is particularly evident at the microgrid design stage, when the main attention is focused on one major carrier, while the form of the other subsystems is derived from and subordinated to the major medium. Such an approach is applied despite the lack of valid, objective reasons for preferring a specific energy carrier. A balanced multi-carrier microgrid meets the following general requirements: • to meet the demand for various energy carriers, when the microgrid is connected with energy systems • to meet the assumed demand for individual energy carriers, when the microgrid is not connected to energy systems, i.e. operates in islanding • to implement a specific objective function, for example the minimum total cost of its use Ktot in its predetermined lifetime (1)

(1)

where: Kinw,i – fixed costs of energy sources and storage, and grid infrastructure of the carrier “i”, Kzmi,i – variable costs of energy sources and storage, and grid infrastructure of the carrier “i”, Kzaw,i – costs of the unreliability of energy sources and storage, and grid infrastructure of the carrier “i”, Dsp, i – revenues from sale of energy of the carrier “i” (including bonuses for energy generation from RES renewable sources), Dus,i – income from the provision of ancillary services to the “i” carrier grid operator. The objective function represented by formula (1) refers generally to the microgrid design stage. However, the later adopted objective function relating to the grid operation, i.e. the optimisation

of its functioning, should be based on the same assumptions, and adopt similar forms of the criterion functions relating to various aspects of its operation. Adoption of other qualitative criteria during operation may cause the designed microgrid structure to be sub-optimal. When meeting the said postulate it is crucial to maintain a stable situation of the energy sector per se. Unless no fixed prices of fuels can be assured, the countries that care for the development of microgrids should pay attention to stabilisation of their energy policies. A clear example may be the terms and conditions of bonuses for RES energy generation. Another element that may affect the spread of microgrids is a change in the terms and conditions of small players’ participation in the energy market. Particularly important may be more dynamic electricity tariffs, and solving the issue of energy price information transfer by trade companies to distribution or transmission grid operators [7]. In this way the issue of ancillary services provision by microgrids can be solved. Perhaps a greater saturation with renewable energy sources, which fear transmission system operators, will force the development of local energy markets [8], on which microgrids will adopt the stabilising function.

3. IT system idea 3.1. Supported processes The requirements for a microgrid lead to the conclusion that the IT system should support: • multi-carrier microgrid design with optimisation of an adopted criterion function • multi-carrier microgrid control with optimisation of an adopted criterion function.

3.2. Assumed functionality The IT system should take into account the following information: • details of energy facilities, including mapping of energy grids • technical and economic profiles of energy sources, energy storage and controllable loads • data from measuring devices (energy consumption, switches states, etc.) • additional information: weather conditions, production processes, repairs. This information will be used by: • methods of simulation, analysis, and optimisation for the purpose of microgrid design process • methods of short- and ultra-short output forecasting in small EHC energy sources using weather information, process data, and other parameters • methods of optimal planning of energy storage operation, and scheduling of demand for electricity, heat and cooling of selected consumers, such as technological loads • methods of microgrid’s ongoing optimal control, in normal operation with connections with the power system, and in island operation alike.

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 20–25

Energy grids model/mapping Analytical database

Controllable loads parameters

Technical and economic parameters of energy sources and storages

Designing aid subsystem

Main database Energy Operational database

Additional data: - operation schedules - weather data

management subsystem

Load and generation forecasts Forecasting subsystem

Measurement data: - consumption - generation - switch states

Fig. 1. Concept of IT system architecture

3.3. System architecture Due to its assumed functionality, the system should consist of two main (in some way separable) subsystems: microgrid designing aid and power management in a microgrid. Additionally, due to the need for a large number of forecasts, it is proposed to introduce a third ancillary subsystem – a prognostic subsystem (Fig. 1). The subsystems’ separability is governed by their different intended uses. The microgrid designing aid subsystem is used to perform analyses and optimisation, in which the most crucial is the microgrid structure optimisation effect decisive for the microgrid investment’s economic outcome, while the time of calculation duration is less crucial. This means that the subsystem should have a high offline performance. In addition, it should allow for variant analysis and simulation with the option of recording alternative solutions. The microgrid power management subsystem should feature high online type performance, especially as regards tasks related to microgrid ongoing control and isolated operation. For the same reasons, the system’s database should have a dual structure, suitable for the envisaged tasks. And so, as regards the designing aid subsystem, it should be a database of an analytical type with data warehouse elements. In terms of the power management subsystem, its main database should be operational, and data for analyses (e.g. records of generation, demand, etc.) should come from the main database of the system.

4. Elements of MGrid system 4.1. Microgrid designing aid subsystem The microgrid designing aid subsystem is designed as a set of simulation, analytical and optimisation tools. This set should allow one not only to design a new microgrid, but also to study 22

a number of its development options. The process of designing development options of an existing microgrid should also enable taking into account collected measurement data. The subsystem’s following modules are provided for: • grid simulation module (grid modelling using graphical tools, flow calculations, simulation of grid operation over time) • measurement data analysis module • optimisation module.

4.2. Microgrid power management subsystem It is assumed that the microgrid will be a set of electricity, heat, and cool generation elements and an energy distribution infrastructure. Since the elements of this set will belong to a single entity, it is proposed to use a central mechanism for allocation of the energy generation in microsources, and the demand for groups of consumers, and the microgrid’s distribution subsystem. Therefore MGrid will act as an arbitrator with the mandate to optimise the overall economic performance associated with the demand for, and generation of, energy. These goals can be achieved only with complete observation of the microgrid, as well as unlimited capabilities to solve complex decision problems. MGrid will have to ensure optimal operation of the microgrid in ultrashort -, short- and medium-term time horizons alike. The following power management subsystem modules are provided for the MGrid system: • module of micro-sources, energy storages and loads operations scheduling and control • module of microgrid isolated operation management. In addition, a module is contemplated for supporting the microgrid’s participation in the energy market and ancillary services in virtual power plants (aggregators).

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 20–25

MGrid will be interoperable with specific real-time communication standards, such as Ethernet Powerlink. A very short data transfer duration will be required to ensure the MGrid application’s immediate response to the microgrid components’s current operating conditions. The optimal set of communication standards will be a result of research efforts. Local micro-source and energy storage controllers will have to include appropriate inputs and outputs (both digital and analogue), necessary for local control of inverters and fuel valves. As local load controllers actuators and control devices (e.g. room temperature) will be used as parts of BMS Building Management Systems. Also envisaged is control of switches in electrical switchboards, to ensure the necessary power dump in selected circuits. An example of the MGrid power management subsystem is shown in Fig. 2.

A. Module of micro-sources, energy storages, and loads operations scheduling and control According to the assumptions, MGrid will provide – under given circumstances – the optimal operation plans for controllable and schedulable loads, and controllable electricity, heat, and cool storages and sources. They will be optimised based on a selected objective function, such as minimum total variable costs of obtaining power, or profit from electricity sales, depending on the current energy balance in the microgrid [7, 9, 10, 11], a set of constraints of a technical nature, and of state variables adopted on the basis of previous forecasts and blocked event declarations. The optimisation result will be used to determine set points for adaptive or predictive systems of energy sources, storages, and loads control.

Fig. 2. Physical structure concept of MGrid power management subsystem 23

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 20–25

B. Module of microgrid isolated operation management The purpose of this module is current balancing of power in a microgrid, which is disconnected from the power, heat, and/or gas distribution grid and operates in part or in whole (no access to external energy carriers except for local resources) in islanding mode. This type of operation will require a completely different way of microgrid optimisation. As it is known, some loads must be powered with the highest (guaranteed) continuity of supply (e.g. emergency lighting, fire pumps and fans, and assurance of certain production processes’ continuity) [12]. Other loads will be powered conditionally, if the local energy resources in the specific time horizon allow for it. Demand can be managed in a “soft” way, for example by lowering temperature or light intensity controller settings, as well as hard way, for example by providing a shutdown signal to lighting, heating, or air conditioning actuators, or to the tripping coil of a disconnector at the inflow of a selected electrical load section. In the island operation, MGrid will still allow for the microgrid operation that is optimal under given circumstances, but the role of costs resulting from the loss of undelivered energy in the criterion function will be more significant. In the absence of relevant cost data, operation priorities of the respective consumer groups may be determined in advance. C. Energy trading module The possibility of competitive trading in energy and ancillary services is the basic premise of the paradigm of a micro – energy grid as part of the Smart Grid concept [13, 4]. It is contemplated to develop in the MGrid system a module enabling support for hourly scheduling of electricity and heat sales and purchases, and forwarding such schedules to the respective contract parties, as well as to companies responsible for trade balancing (for electricity). The person responsible for energy trading on the market will be assisted by microgrid operation plans developed by MGrid based on medium- and short-term forecasts of energy demand and generation. The Smart Grid concept assumes that microgrids may be controllable sources/loads, which are elements of a virtual power plant, acting as an aggregator of ancillary services. Microgrids, subject to technical requirements for the available generation capacities and appropriate control systems, will be able to provide through aggregators ancillary services for grid operators (TSOs and DSOs), such as: • operational or intervention power reserve • participation in the primary control • participation in the secondary control • participation in the automatic voltage and reactive power control • generation enforced by grid considerations. In the future, when real-time energy markets develop, a module supporting microgrid participation in the energy and ancillary services market will be required to make quick and optimal decisions. In such a case, implementation of an advanced agent system in the MGrid system is expected. The task of such an automatic agent will be concluding contracts in local energy markets through smart strategies, market game, and negotiations with 24

the contractual parties in order to strive to meet the adopted goals. An interesting proposal is to establish an open multi-agent platform acting on local energy markets. To achieve this objective, an appropriate standard, such as M3 [14], must be applied to communication between agents.

4.3. Forecasting subsystem Typical (natural) demand for electricity, heat and cooling, and local energy generation should be forecast according to optimised energy generation, purchase, and consumption plans: • several weeks in advance, at a daily time interval (medium term forecasting) • two days in advance, at an hourly time interval (short-term forecasting) • a few hours in advance, at a few minutes time interval (ultra short-term forecasting). To this end MGrid will use predictive techniques of different kinds, based on statistical regression, time series models, econometric models, and artificial intelligence techniques, such as artificial neural network and fuzzy logic. The process of energy demand forecasting will be supported by inventory and declared operating programs of selected energy consumers. In turn, in the process of energy generation forecasting for local RES sources numerical weather forecasts and measurements from local meteo stations will have to be utilised. The energy demand for selected events, such as those related to industrial processes, participation in events, conferences, and use of hotel rooms, will be reported (declared) by the personnel of relevant entities. Any such notice can be either: • locked – at a fixed event date • unlocked – a preferred event date will be suggested by the MGrid system.

5. Final conclusions Implementation of the assumed MGrid system concept should enable a comprehensive solution supporting various kinds of operation of a microgrid. From the proposed solution not only will microgrid owners benefit but also grid operators and, indirectly, society as a whole. The “MGrid” project implemented by Globema sp. z o.o. in cooperation with the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology, is co-funded by the European Union under the Operational Programme Innovative Economy, Measure 1.4. REFERENCES

1. Biczel P., Wytwarzanie energii w mikrosieciach [Energy generation in microgrids], Automatyka – Elektryka – Zakłócenia 2011, issue 4. 2. Olszowiec P., Autonomiczne systemy elektroenergetyczne małej mocy. Mikrosieci [Autonomous low power systems. Microgrids], Energia Gigawat 2009, issues 7–8. 3. Hatziargyriou N.D. et al., Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine 2007, Vol. 5, No. 4, pp. 78–94. 4. Lasseter R. et al., White Paper on Integration of Distributed Energy

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 20–25

5. 6. 7.

Resources. The CERTS MicroGrid Concept, Consortium for Electric Reliability Technology Solutions (CERTS), CA, Tech. Rep. LBNL-50829, Apr. 2002. Kueck J.D. et al., Microgrid Energy Management System, OAK RIDGE NATIONAL LABORATORY, January 29, 2003. Hatziargyriou N., Advanced Architectures and Control Concepts for More Microgrids, Executive Summary Report Final Results, 2009. Parol M., Wymiana energii elektrycznej między mikrosiecią a siecią spółki dystrybucyjnej [Electricity exchange between a microgrid and a distribution company’s grid], Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2010, issue 8. Baczyński D., Koncepcja obliczeń technicznych i ekonomicznych dla potrzeb lokalnych rynków energii [Concept of technical and economic calculations for local energy markets], Rynek Energii 2008, issue 4, pp. 17–24. Księżyk K., Parol M., Steady states analysis of microgrid operation, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2008, Vol. 84, issue 11, pp. 14–19.

10. Katiraei F., Iravani R., Power management strategies for a microgrid with multiple distributed generation units, IEEE Transactions on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4, pp. 1821–1831. 11. Oyarzabal J. et al., Agent based Micro Grid Management System. CD Proceedings of the Int. Conf. on Future Power Systems FPS 2005, November 16–18, 2005, Amsterdam, p. 6. 12. Parol M., Baczyński D., Automatyka zabezpieczeniowa oraz resynchronizacja mikrosieci [Automatic protections and resynchronization of microgrids ], VI Scientific and Technical Conference “Power grids in industry and the energy sector – Grids 2008”, Szklarska Poręba, 10–12 September 2008, pp. 19–26. 13. Hatziargyriou N.D. i in, Management of microgrids in market environment, presented at the International Conference on Future Power Systems, Amsterdam, Netherlands, 2005, available on the website: ieeexplore.ieee.org. 14. Kacprzak P.H. et. al., Multi-commodity Market Data Mode, Technical report, available at: http://www.openm3.org.

Dariusz Baczyński Warsaw University of Technology e-mail: dariusz.baczynski@ien.pw.edu.pl A graduate of Warsaw University of Technology. An assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. He deals with issues of distribution grids, forecasting, optimisation, artificial intelligence methods, and application of IT systems in the power engineering.

Piotr Helt Warsaw University of Technology e-mail: piotr.helt@ien.pw.edu.pl A 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.

Marek Maniecki Globema sp. z o.o. e-mail: marek.maniecki@globema.pl A graduate of Warsaw University of Technology. Since 1999 vice chairman of the board of Globema sp. z o.o. An honorary member of the Polish Information Processing Society, member of the Polish Chamber of Information Technology and Telecommunications, chairman of the Chamber’s Energy Committee. Professional interests: issues of IT project management, design and development of information systems, in particular geographical information systems (GIS), as well as IT systems for smart grids.

Jacek Wasilewski Warsaw University of Technology e-mail: jacek.wasilewski@ien.pw.edu.pl A graduate of Warsaw University of Technology (2005). An assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. His research interests are focused on the present and future distribution network structures (”smart” type concepts) and, above all, their system analyses (optimal planning and control of operations).

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 20–25

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 20–25. When referring to the article please refer to the original text. PL

Koncepcja systemu MGrid do wspomagania, projektowania i sterowania pracą wielonośnikowych mikrosieci energetycznych Autorzy

Dariusz Baczyński Piotr Helt Marek Maniecki Jacek Wasilewski

Słowa kluczowe

mikrosieci, optymalizacja, projektowanie

Streszczenie

Autorzy przedstawili w artykule koncepcję systemu MGrid, wspomagającego projektowanie i sterowanie pracą wielonośnikowych mikrosieci energetycznych. Pierwsza część artykułu zawiera uzasadnienie podjęcia problemu kompleksowej optymalizacji wykorzystania energii w jej różnych postaciach – nośnikach, w odniesieniu do obszaru działania typowej mikrosieci. Omówiono planowaną funkcjonalność systemu oraz jego architekturę. Zaprezentowano również spodziewane korzyści, wynikające ze stosowania opracowywanego systemu.

1. Wstęp Rozwój elektroenergetyki jest pochodną wielu czynników dotyczących tak rozwoju samych technologii, jak i rozwoju społeczeństw w sensie ekonomicznym, świadomości społecznej oraz ekologicznej. Pierwotny model połączenia pomiędzy lokalnym wytwórcą energii elektrycznej a odbiorcami w jego sąsiedztwie zmienił się w wielkie sieci elektroenergetyczne, łączące wielu wytwórców i odbiorców na dużych terenach. Sieci rozrastały się, obejmując całe kraje, a później kontynenty. Obecny paradygmat mikrosieci w pewien sposób wraca do idei wytwarzania energii elektrycznej blisko odbiorcy przyłączonego do lokalnej sieci [1, 2, 3, 4]. Korzyści płynące z tego typu podejścia można podzielić na trzy sfery. Pierwsza sfera to korzyści, które odnoszą odbiorcy przyłączeni do mikrosieci i jej właściciele: • zmniejszenie kosztów związanych z użytkowaniem energii elektrycznej • zwiększenie niezawodności zasilania • wykorzystanie posiadanych pierwotnych nośników energii. Druga sfera korzyści obejmuje operatorów sieci dystrybucyjnych i przesyłowych: • zmniejszenie strat energii związanych z przesyłem • odłożenie w czasie inwestycji w podsystem wytwórczy, przesyłowy i dystrybucyjny • poprawa stabilności systemu elektroenergetycznego jako całości • możliwość świadczenia usług systemowych przez mikrosieci. Ostatnia, trzecia sfera dotyczy całego społeczeństwa: • zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju poprzez częściową dywersyfikację surowców energetycznych i uniezależnienie się od jednego surowca energetycznego • zwiększenie inwestycji w podsystem wytwórczy, a co za tym idzie zmniejszenie bezrobocia, efekt tym większy, im więcej urządzeń jest produkowanych w kraju • zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do środowiska (szczególnie

w przypadku odnawialnych źródeł energii) • lepsze wykorzystanie pierwotnych nośników energii. Często podnoszone są wątpliwości dotyczące ekonomicznego uzasadnienia budowania źródeł rozproszonych energii elektrycznej, a w szczególności źródeł odnawialnych. Jest oczywiste, że produkcja energii elektrycznej w dużych źródłach konwencjonalnych jest znacznie tańsza (i wygodniejsza) niż produkcja w małych, często skomplikowanych, drogich i nieprzewidywalnych źródłach odnawialnych. Abstrahując od wyczerpywania się głównych zasobów energetycznych państw, rodzi się pytanie, w jakim kierunku powinna zmierzać gospodarka jako całość. Czy rozwój technologiczny nie przyczyni się do powstania dużej grupy wykluczonych z rynku pracy? Co będzie najbardziej pożądanym zasobem nadchodzących dekad? Czy zamiast eksploatować kopaliny i wykorzystywać je jako paliwo, nie zacząć produkować urządzeń wykorzystujących nawet małe zasoby energetyczne w skali lokalnej? Czy kolejne załamania na rynkach finansowych nie spowodują powrotu do obrotu realnymi towarami, a nie wirtualnym dobrem? Postawione pytania poddają w wątpliwość prosty rachunek ekonomiczny – dający odpowiedź tylko na pytanie: co jest tańsze? Myśląc o rozwoju energetyki, trzeba rozważać zarówno aspekty ekonomiczne, jak i aspekty społeczne oraz ekologiczne podejmowanych decyzji. Idea mikrosieci nie jest remedium na wszelkie problemy społeczno-ekonomiczne, które mogą się pojawić w przyszłości, ale autorzy artykułu uważają, że jej wdrażanie może w pewnym zakresie przyczynić się do zrównoważonego rozwoju. 2. Mikrosieć wielonośnikowa 2.1. Idea Zasadniczą korzyścią ekonomiczną tworzenia mikrosieci, w tym przyłączania do sieci lokalnych źródeł energii, jest wyższa efektywność wykorzystania zasobów pierwotnych (w tym paliw), także dzięki

zastosowaniu kogeneracji i umiejscowieniu źródła w pobliżu odbiorów [5, 6]. Właśnie kwestia jednoczesnej optymalizacji kosztów wszystkich dostępnych nośników energii w danej sieci powinna dać znaczący efekt synergii. System zaopatrzenia w energię powinien być zatem rozpatrywany jako system wielonośnikowy, tj. uwzględniający dystrybucję energii elektrycznej, ciepła oraz chłodu (energia ECC). Stąd też można zaproponować następujące określenie mikrosieci wielonośnikowej: to rodzaj systemu lokalnej dystrybucji energii, który skupia odbiory, źródła i zasobniki różnych postaci energii. 2.2. Wymagania Większość prac badawczych i rozwiązań komercyjnych skupia się głównie na aspekcie elektrycznej pracy mikrosieci. Mimo brania pod uwagę podsystemów związanych z innymi mediami energetycznymi, nie analizuje się kompleksowo problemu produkcji i zużycia różnych nośników w skali całej mikrosieci. Szczególnie widoczne jest to na etapie projektowania mikrosieci, na którym główną uwagę skupia się na jednym, głównym nośniku, gdy postać pozostałych podsystemów jest pochodną podporządkowaną głównemu nośnikowi. Takie podejście jest stosowane mimo braku ważnych, obiektywnych powodów preferujących określony nośnik energii. Zrównoważona mikrosieć wielonośnikowa powinna spełniać następujące ogólne wymagania: • zaspokajać zapotrzebowanie na poszczególne nośniki energii, gdy mikrosieć jest połączona z systemami energetycznymi • zaspokajać założone zapotrzebowanie na poszczególne nośniki energii, gdy mikrosieć nie jest połączona z systemami energetycznymi, czyli pracuje w trybie wyspowym • realizować określoną funkcję celu, przykład: minimalizować całkowity koszt jej użytkowania K tot w pewnym założonym okresie eksploatacji (1)

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 20–25

(1)

gdzie: Kinw, i – koszty stałe związane ze źródłami i magazynami energii oraz infrastrukturą sieciową i-tego nośnika, Kzmi, i – koszty zmienne związane z pracą źródeł i magazynów energii oraz infrastruktury sieciowej i-tego nośnika, Kzaw,i – koszty zawodności źródeł i magazynów energii oraz infrastruktury sieciowej i-tego nośnika, Dsp, i – dochody ze sprzedaży energii i-tego nośnika (w tym premie za produkcję energii z odnawialnych źródeł energii, OZE), Dus, i – dochody ze świadczenia usług systemowych operatorowi sieci i-tego nośnika. Funkcja celu przedstawiona zależnością (1) odnosi się zasadniczo do etapu projektowania mikrosieci. Jednak później przyjęta funkcja celu odnosząca się do pracy sieci – czyli optymalizacji jej działania – powinna wychodzić z tych samych założeń oraz przyjmować podobne postaci funkcji kryterialnych, dotyczących poszczególnych aspektów jej działania. Przyjęcie innych kryteriów jakościowych w trakcie eksploatacji może spowodować, że zaprojektowana struktura mikrosieci będzie nieoptymalna. Przy wypełnianiu wspomnianego postulatu kluczowe jest utrzymywanie się stabilnej sytuacji energetyki jako takiej. O ile nie można zapewnić stałych cen na surowce energetyczne, to państwa, którym zależy na rozwijaniu mikrosieci, powinny dbać o stabilizację polityki dotyczącej energetyki. Za wyraźny przykład można tu podać warunki premiowania odnawialnych źródeł energii. Kolejnym elementem, który może wpłynąć na upowszechnienie mikrosieci, jest zmiana warunków uczestnictwa drobnych podmiotów w rynku energii. Szczególnie istotne może być zdynamizowanie taryf za energię elektryczną i rozwiązywanie kwestii przekazywania podmiotom przez przedsiębiorstwa obrotu, operatorów sieci dystrybucyjnych bądź przesyłowych informacji o cenie energii [7]. W ten sposób będzie można rozwiązać kwestie świadczenia usług systemowych przez mikrosieci. Być może większe nasycenie odnawialnymi źródłami energii, którego obawiają się operatorzy systemów przesyłowych, wymusi powstanie lokalnych rynków energii [8], na których to mikrosieci będą przyjmowały funkcję stabilizującą. 3. Idea systemu informatycznego 3.1. Wspomagane procesy Wymagania dotyczące mikrosieci prowadzą do konkluzji, że system informatyczny powinien wspomagać: • projektowanie wielonośnikowej mikrosieci z optymalizacją założonej funkcji kryterialnej • sterowanie wielonośnikowej mikrosieci z optymalizacją założonej funkcji kryterialnej. 3.2. Zakładana funkcjonalność System informatyczny powinien uwzględniać następujące informacje:

• dane o obiektach energetycznych, w tym odwzorowanie sieci energetycznych • charakterystyki techniczno-ekonomiczne źródeł energii, zasobników energii i odbiorników sterowalnych • dane z urządzeń pomiarowych (zużycia energii, stany łączników itp.) • dane dodatkowe: warunki pogodowe, procesy technologiczne, remonty. Informacje te będą wykorzystywane przez: • metody symulacji, analizy i optymalizacji na potrzeby procesu projektowania mikrosieci • metody krótko- i ultrakrótkoterminowego prognozowania produkcji w małych źródłach energii ECC z wykorzystaniem informacji pogodowych, danych technologicznych i innych parametrów • metody optymalnego planowania pracy zasobników energii oraz harmonogramowanie zapotrzebowania na energię elektryczną, ciepło oraz chłód wybranych odbiorów, np. technologicznych • metody bieżącego sterowania optymalnego mikrosiecią zarówno w normalnej pracy przy powiązaniu z systemem elektroenergetycznym, jak i przy pracy wyspowej. 3.3. Architektura systemu Ze względu na założoną funkcjonalność system powinien posiadać dwa główne (w pewien sposób rozłączne) podsystemy: • podsystem wspomagania projektowania mikrosieci • podsystem zarządzania energią w mikrosieci. Dodatkowo, ze względu na potrzebę tworzenia dużej ilości prognoz, proponuje się wprowadzenie trzeciego podsystemu o charakterze wspomagającym – podsystemu prognostycznego (rys. 1). O rozłączności podsystemów decyduje ich różne przeznaczenie. Podsystem wspomagania projektowania mikrosieci służy do wykonywania analiz i optymalizacji, w których najbardziej kluczowy jest efekt optymalizacji struktury mikrosieci, decydujący o wyniku ekonomicznym inwestycji w mikrosieć, natomiast mniej kluczowy jest czas obliczeń. Oznacza to, że podsystem ten powinien charakteryzować się dużą wydajnością offline. Dodatkowo powinien on pozwalać na wykonywanie wariantowych

analiz i symulacji z możliwością zapisu alternatywnych rozwiązań. Natomiast podsystem zarządzania energią w mikrosieci powinien wykazywać się dużą wydajnością typu online, szczególnie w przypadku zadań dotyczących bieżącego sterowania oraz działania mikrosieci w trybie wyspowym. Z tych samych przyczyn baza danych systemu powinna mieć dwoistą konstrukcję, przystosowaną do przewidywanych zadań. I tak w przypadku podsystemu wspomagania projektowania powinna to być baza danych o charakterze analitycznym z elementami hurtowni danych. Natomiast w przypadku podsystemu zarządzania energią główna baza danych powinna mieć charakter operacyjny, a dane do analiz (np. zapisy produkcji, zapotrzebowania itp.) powinny pochodzić z bazy głównej systemu. 4. Elementy systemu MGrid 4.1. Podsystem wspomagania projektowania mikrosieci Podsystem wspomagania projektowania mikrosieci to w założeniu zestaw narzędzi symulacyjnych, analitycznych i optymalizacyjnych. Zbiór ten powinien pozwalać nie tylko na zaprojektowanie nowej mikrosieci, ale też na badanie wielu wariantów jej rozwoju. Przy tworzeniu wariantów rozwoju istniejącej mikrosieci możliwe powinno być także uwzględnienie zebranych informacji pomiarowych. W podsystemie tym przewiduje się następujące moduły: • moduł symulacji sieci (modelowanie sieci za pomocą narzędzi graficznych, obliczenia rozpływowe, symulacja działania sieci w czasie) • moduł analiz danych pomiarowych • moduł optymalizacji. 4.2. Podsystem zarządzania energią w mikrosieci Zakłada się, że mikrosieć będzie zbiorem elementów wytwórczych energii elektrycznej, ciepła i chłodu oraz infrastruktury do dystrybucji energii. Ponieważ elementy tego zbioru będą należeć do jednego podmiotu, proponuje się zastosowanie centralnego mechanizmu alokacji produkcji energii w mikroźródłach oraz zapotrzebowania dla grup odbiorów oraz stanu pracy podsystemu dystrybucyjnego mikrosieci. Zatem MGrid będzie pełnił funkcję arbitra,

Odwzorowanie sieci energetycznych

Parametry odbiorów sterowalnych

Parametry technicznoekonomiczne źródeł i magazynów energii

Dane dodatkowe: - harmonogramy pracy - dane pogodowe

Analityczna baza danych

Podsystem wspomagania projektowania mikrosieci

Operacyjna baza danych

Podsystem zarządzania energią w mikrosieci

Główna baza danych

Prognoza produkcji i zapotrzebowania Podsystem prognostyczny

Dane pomiarowe: - zużycia - produkcje - stany łączników

Rys. 1. Koncepcja architektury systemu informatycznego

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 20–25

którego zadaniem będzie optymalizacja całościowych efektów ekonomicznych, związanych z zapotrzebowaniem i wytwarzaniem energii. Postawione cele mogą być osiągnięte tylko przy pełnej obserwacji mikrosieci, jak również nielimitowanych możliwości rozwiązywania złożonych problemów decyzyjnych. MGrid będzie musiał zapewniać optymalną pracę mikrosieci zarówno w ultrakrótko-, krótko-, jak i w średnioterminowym horyzoncie czasowym. W systemie MGrid przewiduje się następujące moduły podsystemu zarządzania energią: • moduł harmonogramowania i sterowania pracą mikroźródeł, zasobników energii oraz odbiorów • moduł zarządzania pracą mikrosieci w trybie wyspowym. Dodatkowo rozważa się także moduł wspomagający udział mikrosieci w rynku energii i usługach systemowych w elektrowniach wirtualnych (agregatorów). MGrid będzie współpracować z określonymi standardami komunikacyjnymi czasu rzeczywistego, np. Ethernet Powerlink. Wymagany będzie bardzo krótki czas transmisji danych, zapewniający natychmiastową reakcję aplikacji MGrid na bieżące warunki pracy elementów mikrosieci. Optymalny zbiór standardów komunikacji będzie wynikiem prowadzonych prac badawczych. Lokalne sterowniki mikroźródeł i zasobników energii będą musiały zawierać odpowiedniewejściai wyjścia(zarównocyfrowe,jak i analogowe), niezbędne do miejscowego sterowania inwerterami oraz zaworami paliwa. Jako lokalne sterowniki odbiorów będą wykorzystywane aktory (elementy wykonawcze) oraz urządzenia regulujące (np. temperaturę w pomieszczeniach) w ramach systemów BMS (ang. Building Management Systems). Przewiduje się także sterowanie łącznikami w rozdzielnicach elektrycznych, zapewniające niezbędny zrzut mocy w wybranych obwodach. Przykładową strukturę podsystemu zarządzania energią MGrid przedstawiono na rys. 2. A. Moduł harmonogramowania i sterowania pracą mikroźródeł, zasobników energii oraz odbiorów W założeniach MGrid będzie układał optymalny w danych warunkach plan pracy sterowalnych i harmonogramowalnych odbiorów oraz sterowalnych zasobników i źródeł energii elektrycznej, ciepła i chłodu. Optymalizacja będzie realizowana na podstawie wybranej funkcji celu, np. minimalizacja całkowitych kosztów zmiennych pozyskania energii lub zysku ze sprzedaży energii, w zależności od aktualnego bilansu energii w mikrosieci [7, 9, 10, 11], zbioru warunków ograniczających o charakterze technicznym oraz wartości zmiennych stanu przyjmowanych na podstawie wykonywanych uprzednio prognoz oraz deklaracji zdarzeń zablokowanych. Wynik optymalizacji będzie wykorzystywany do określania wartości zadanych dla nadążnych lub predykcyjnych układów regulacji pracy źródeł i zasobników energii oraz jej odbiorników. B. Moduł zarządzania pracą mikrosieci w trybie wyspowym Celem tego modułu będzie bieżące bilansowanie mocy w mikrosieci, która

została odłączona od elektroenergetycznej, cieplnej i/lub gazowej sieci dystrybucyjnej i pracuje częściowo lub w całości (nie ma dostępu do zewnętrznych nośników energii za wyjątkiem lokalnych zasobów) w trybie wyspowym. Tego typu tryb pracy będzie wymagać zupełnie innego sposobu optymalizacji pracy mikrosieci. Jak wiadomo, pewne odbiory muszą mieć jak najwyższą (gwarantowaną) ciągłość zasilania (np. oświetlenie awaryjne, pompy i wentylatory pożarowe, zapewnienie ciągłości pewnych procesów produkcyjnych) [12]. Pozostałe odbiory będą zasilane warunkowo, jeśli lokalne zasoby energii w określonym horyzoncie czasu na to pozawalają. Zarządzanie zapotrzebowaniem może się odbywać w sposób „miękki”, np. poprzez zmniejszenie nastaw regulatorów temperatury, natężenia oświetlenia, jak również w sposób twardy, np. przez zadawanie sygnału wyłączenia

na aktory oświetleniowe, grzewcze, klimatyzacyjne lub na cewkę wybijakową, współpracującą z rozłącznikiem na dopływie wybranej sekcji odbiorów elektrycznych. W trybie pracy wyspowej MGrid będzie pozwalał w dalszym ciągu na optymalną w danych warunkach pracę mikrosieci, z tym że w funkcji kryterialnej istotniejszą rolę będą grać koszty wynikające ze strat w niedostarczonej energii. W przypadku braku odpowiednich danych kosztowych będzie możliwe wcześniejsze ustalenie priorytetów pracy odpowiednich grup odbiorów. C. Moduł handlu energią Możliwość konkurencyjnego handlu energią i usługami systemowymi jest podstawowym założeniem paradygmatu mikrosieci energetycznych jako elementu koncepcji Smart Grid [13, 4]. W systemie MGrid rozważa się opracowanie modułu pozwalającego m.in.

INTERNET

LAN

Budynek 1 Baza danych

Sterowniki lokalne źródeł i odbiorów energii w ramach BMS

Podsystem zarządzania energią MGrid

Stacja transformatorowa SN/nn

Sterowniki lokalne zasobników i źródeł energii

Ethernet Powerlink

Budynek 2

Budynek 4

Sterowniki lokalne źródeł i odbiorów energii w ramach BMS

Sterowniki lokalne źródeł i odbiorów energii w ramach BMS Budynek 3

Sterowniki lokalne źródeł i odbiorów energii w ramach BMS

Rys. 2. Koncepcja struktury fizycznej podsystemu zarządzania energią w MGrid

Budynek 5

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 20–25

na wspomaganie tworzenia godzinowych grafików sprzedaży i zakupu energii elektrycznej oraz ciepła, po czym przesyłanie ich do stron kontraktów, jak również do przedsiębiorstw odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe (w przypadku energii elektrycznej). Osoba odpowiedzialna za handel energią na rynku będzie wspomagana układanymi przez MGrid planami pracy mikrosieci, opartymi na średnio- oraz krótkoterminowych prognozach zapotrzebowania oraz produkcji energii. W założeniach koncepcji Smart Grid mikrosieci mogą stanowić źródło/odbiór sterowalny, będący elementem wirtualnej elektrowni, działającej jako agregator usług systemowych. Mikrosieci, pod warunkiem spełnienia wymagań technicznych odnośnie dostępnych mocy wytwórczych oraz stosownych układów regulacji, będą mogły świadczyć poprzez agregatorów usługi systemowe na rzecz operatorów sieciowych (OSP i OSD), takie jak: • operacyjna lub interwencyjna rezerwa mocy • udział w regulacji pierwotnej • udział w regulacji wtórnej • udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej • generacja wymuszona względami sieciowymi. W przyszłości, kiedy rozwiną się rynki energii czasu rzeczywistego, od modułu wspomagającego udział mikrosieci w rynku energii i usługach systemowych będzie wymagane podejmowanie szybkich, optymalnych decyzji. W takim przypadku, w systemie MGrid przewiduje się zaimplementowanie zaawansowanego systemu agentowego. Zadaniem takiego automatycznego agenta będzie zawieranie kontraktów na lokalnych rynkach energii poprzez inteligentne strategie, grę rynkową oraz negocjacje ze stronami kontraktu, tak aby dążyć do spełnienia założonych celów. Interesującą propozycją jest stworzenie otwartej, wieloagentowej platformy działającej na lokalnych rynkach energii. Dla osiągnięcia tego celu musi zostać wykorzystany odpowiedni standard komunikacji między agentami, np. M3 [14]. 4.3. Podsystem prognostyczny Typowe (naturalne) zapotrzebowanie na energię elektryczną, ciepło i chłód oraz lokalna produkcja energii powinny być prognozowane zgodnie z optymalizowanymi planami produkcji, zakupu i zużycia energii: • w horyzoncie kilku tygodni z dobową rozdzielczością czasową (prognozowanie średnioterminowe)

• na dwie doby naprzód z rozdzielczością godzinową (prognozowanie krótkoterminowe) • na kilka godzin naprzód z rozdzielczością kilkuminutową (prognozowanie ultrakrótkoterminowe). W tym celu MGrid będzie wykorzystywał różnego rodzaju techniki prognostyczne, oparte m.in. na regresji statystycznej, modelach szeregów czasowych, modelach ekonometrycznych oraz technikach sztucznej inteligencji, takich jak sztuczna sieć neuronowa oraz logika rozmyta. Proces prognozowania zapotrzebowania na energię będzie wspomagany poprzez inwentaryzację i deklarowane programy pracy wybranych odbiorników energii. Z kolei w procesie prognozowania produkcji energii w lokalnych źródłach energii OZE będzie potrzeba wykorzystania numerycznych prognoz pogody oraz pomiarów w lokalnych stacjach meteo. Zapotrzebowanie na energię przez wybrane zdarzenia, związane m.in. z procesami przemysłowymi, udziałem w imprezach, konferencjach, korzystaniem z pokoi hotelowych, będą mogli zgłaszać (deklarować) pracownicy tego typu podmiotów. Zgłoszenie to będzie mogło być dwojakiego typu: • zablokowane – sztywny termin zdarzenia • odblokowane – optymalny termin zdarzenia będzie podpowiadany przez system MGrid. 5. Wnioski końcowe Zrealizowanie założonej koncepcji systemu MGrid powinno pozwolić na uzyskanie kompleksowego rozwiązania, wspomagającego różnego rodzaju działania wokół szeroko pojmowanych mikrosieci. Zakładane korzyści ze stosowania zaproponowanego rozwiązania będą obejmowały nie tylko właścicieli mikrosieci, ale także operatorów sieci oraz pośrednio całego społeczeństwa. Projekt „MGrid” realizowany przez firmę Globema sp. z o.o., przy współudziale Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej, jest współfinansowany ze środków Unii Europejskiej w ramach Programu Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka, działanie 1.4. Bibliografia

3. Hatziargyriou N.D. i in., Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine 2007, Vol. 5, No. 4, s. 78–94. 4. Lasseter R. i in., White Paper on Integration of Distributed Energy Resources. The CERTS MicroGrid Concept, Consortium for Electric Reliability Technology Solutions (CERTS), CA, Tech. Rep. LBNL50829, Apr. 2002. 5. Kueck J.D. i in., Microgrid Energy Management System, OAK RIDGE NAT I O NA L L A B O R A T O R Y, January 29, 2003. 6. Hatziargyriou N., Advanced Architectures and Control Concepts for More Microgrids, Executive Summary Report Final Results, 2009. 7. Parol M., Wymiana energii elektrycznej między mikrosiecią a siecią spółki dystrybucyjnej, Przegląd Elektrotechniczny [Electrical Review] 2010, nr 8. 8. Baczyński D., Koncepcja obliczeń technicznych i ekonomicznych dla potrzeb lokalnych rynków energii, Rynek Energii 2008, nr 4, str. 17–24. 9. Księżyk K., Parol M., Steady states analysis of microgrids operation, Przegląd Elektrotechniczny [Electrical Review] 2008, r. 84, nr 11, s. 14–19. 10. Katiraei F. , Iravani R., Power management strategies for a microgrid with multiple distributed generation units, IEEE Transactions on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4, s. 1821–1831. 11. Oyarzabal J. i in., Agent based Micro Grid Management System. CD Proceedings of the Int. Conf. on Future Power Systems FPS 2005, November 16–18, 2005, Amsterdam, s. 6. 12. Parol M., Baczyński D., Automatyka zabezpieczeniowa oraz resynchronizacja mikrosieci, VI Konferencja NaukowoTechniczna „Sieci elektroenergetyczne w przemyśle i energetyce – Sieci 2008”, Szklarska Poręba, 10–12 września 2008, str. 19–26. 13. Hatziargyriou N.D. i in, Management of microgrids in market environment, presented at the International Conference on Future Power Systems, Amsterdam, Netherlands, 2005, available on the website: ieeexplore.ieee.org. 14. Kacprzak P.H. i in., Multi-commodity Market Data Mode, Technical report, available at: http://www.openm3.org.

1. Biczel P., Wytwarzanie energii w mikrosieciach, Automatyka – Elektryka – Zakłócenia 2011, nr 4. 2. Olszowiec P., Autonomiczne systemy elektroenergetyczne małej mocy. Mikrosieci, Energia Gigawat 2009, nr 7–8.

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 20–25

Dariusz Baczyński

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: dariusz.baczynski@ien.pw.edu.pl Wychowanek Politechniki Warszawskiej. Jest adiunktem w Instytucie Elektroenergetyki PW. Zajmuje się problematyką sieci rozdzielczych, prognozowaniem, optymalizacją,metodami sztucznej inteligencji oraz szeroko pojętym zastosowaniem systemów informatycznych w elektroenergetyce.

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.

Marek Maniecki

dr inż. Globema sp. z o.o. e-mail: marek.maniecki@globema.pl Absolwent Politechniki Warszawskiej. Od 1999 roku jest wiceprezesem zarządu firmy Globema sp. z o.o. Członek honorowy Polskiego Towarzystwa Informatycznego, członek Rady Polskiej Izby Informatyki i Telekomunikacji, przewodniczący Komitetu Energia PIIT. Zainteresowania zawodowe: problematyka zarządzania projektami informatycznymi, projektowanie i tworzenie systemów informatycznych, w szczególności systemów informacji przestrzennej (GIS), a także systemy informatyczne dla inteligentnych sieci energetycznych (Smart Grid).

Jacek Wasilewski

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: jacek.wasilewski@ien.pw.edu.pl Absolwent Politechniki Warszawskiej (2005). Zatrudniony jest na stanowisku asystenta w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się wokół obecnych oraz przyszłościowych struktur sieci dystrybucyjnych (koncepcje typu „smart”), a przede wszystkim ich analizy systemowej (optymalne planowanie i sterowanie pracą).

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

Importance of Distributed Generation in the National Power System Based on the Example of Gierałtowice Commune

Authors Joachim Bargiel Bogdan Mol Katarzyna Łuszcz Paweł Sowa

Keywords distributed generation, mini centres energy, renewable energy sources

Abstract This paper presents an analysis of the location capabilities of non-renewable energy sources (natural gas) as well as renewable energy (biogas, methane, solar and water) in a selected community. An assessment of energy supply end user – large load municipal communities are presented. Implementation plans of the energy mini centres in the Gierałtowice commune are shown, which using biogas, methane from agricultural and wind, as well as the practical tests of working these mini centres. Problems that Gierałtowice commune encountered while working on the implementation of energy investments, the directions of the solutions and the prospect of further investment were discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014403

1. Introduction One of the premises of The Polish Energy Policy until 2030 provides for the responsibility of local government authorities for drawing up assumptions for local plans of heat, electricity and gas fuels supply. This task is reflected in many aspects of the energy policy development and implementation in municipalities. Municipalities must first of all define the economic and technical hazards that the energy security issue imposes on it. At the same time local communities have to respond to many specific energy related issues including the place and opportunities of their business plans development (business environment analysis), investment cost-effectiveness and purpose, project location, rated output, power supply range and technical constraints, generation technology, fuel availability and type, environmental impact, operation mode, generation assets ownership type, and necessary changes in the municipality governance structure. The Gierałtowice Commune, a rural community situated at the junction of the A4 and A1 highways, in the centre of the Silesian Voivodeship, populated by 11050 residents, has been recently implementing prosumer solutions, transforming itself into a conscious consumer of electricity, and sees an opportunity for investment in projects in the group of distributed generation (DG) and renewable energy sources (RES). This paper is a concise account of the problems the Gierałtowice Commune has coped with in implementing capital expenditure

projects in the energy sector, its energy policy guidelines and prospects for future projects.

2. Analysis of DR technical and economic environment in the NPS as the basis for GR and RES development 2.1. Issues of the current technical and economic situation in the NPS To the National Power System (NPS) local sources, mainly gas, wind and water are connected. Recent years have seen the following (Tab. 2): • 696 wind turbine sets with installed capacity 2,497 MW • 199 biogas plants with installed capacity 131 MW • 770 small hydro power plants with installed capacity 966 MW. New sources are developed mainly in local administrative units, i.e. municipalities. Their role in the local communities is as follows: • to increase local energy security, and improve the reliability of power supply of important municipal consumers, including hospitals, schools, sport centres, especially in emergencies when they are supplied by stand-alone sources, • to increase local capacities to develop distributed generation utilising locally available fuels. • to cooperate with distribution grid operators in mitigating the effects of failure or power deficit in the NPS (Fig. 1), which may be due to the decreasing level of spinning reserve 31

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

Fig. 1. NPS balance and IDSP prices, August 2012

Fig. 2. Household consumption and retail sales growth (in% year to previous year), source: Report of the Institute of Economics of the Polish Academy of Sciences, November 2012

• to reduce grid losses • to mitigate the environmental impact by reducing CO2 emissions • additionally, to implement several laws important for local administrative units, such as: –– Local Self-Government Law –– Energy Law –– Crisis Management Law –– Environmental Protection Law –– Energy Efficiency Law. The new local energy sources pose new challenges to the NPS relative to interconnection, operation, and dispatching. As regards connection, the new sources are connected mostly to 110 kV grids (wind farms) and to MV and LV grids (biogas, small hydro, single wind plants). Problems arise related to changed power flows, short-circuit conditions, and voltages. 32

The trends observed in Fig. 1–3 allow for general characterization of the local generation environment in 2013. The following factors are evident: • temporary lack of cold reserve and virtually depleted spinning reserve margins in the NPS, resulting in severe price spikes in the balancing market and increased cost of balancing this generation in the NPS uncontrollable or difficult to predict and estimate significant changes in the RES output, resulting in serious technical (operational) problems in the NPS • trends of economic slowdown as a result of economic crisis phenomena, i.e. reduced consumption and sales, possibly increased pressure to reduce, negotiating lower prices in bilateral and exchange market contracts in consecutive years.

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

RES plants in Poland (2010) Plant type

RES plants in the Silesian Voivodeship (2012)

No. of plants

Power [MW]

biogas plants

144

82.884

sewage treatment biogas fired

biomass plants

356.190

agricultural biogas fired

0.526

solar plants

0.033

landfill biogas fired

11.738

wind farms

413

1180.272

1.650

hydro plants

727

937.044

forest, agriculture, and garden waste biomass fired mixed biomass fired

10.000

co-fired plants

No data

solar plants

0.093

1346

2556.423

onshore wind farms

5.750

flow plant up to 0.3 MW

2.567

TOTAL

Plant type

Tab. 1. RES plants in Poland in 2010, aggregated data, source: ERO (31 Dec 2010)

RES plants in Poland (2012) Plant type

Power [MW]

6.200

flow plant up to 1 MW

0.890

flow hydro plant over 10 MW

33.600

co-fired (fossil fuels and biomass) plants

No data

73.014

No. of plants Power [MW] biogas plants

199

131.247

sewage treatment biogas fired

41.167

agricultural biogas fired

31.782

landfill biogas fired

58.298

820.700

mixed biomass fired

660.150

forest, agriculture, and garden waste biomass fired

14.950

wood-derivative and cellulose and paper waste biomass fired

145.600

1.290

biomass plants

solar plants solar plants wind farms onshore wind farms hydroelectric power stations

696

2496.748

696

2496.748

770

966.103

flow plant up to 0.3 MW

604

44.725

flow plant up to 1 MW

54.923

flow plant up to 5 MW

138.695

flow plant up to 10 MW

49.280

flow hydro plant over 10 MW

295.800

pumped – storage or flow w. pump element hydro plant

382.680

0.000

co-fired (fossil fuels + biomass)

0.000

co-fired (fossil fuels + biogas)

0.000

1744

4416.088

co-fired plants

TOTAL

No. of plants

Tab. 2. RES plants in Poland in 2012, detailed data, source: ERO (31 Dec 2012)

Tab. 3. RES plants in the Silesian Voivodeship in 2012, source: ERO (31 Dec 2012)

plants (increase of 100%). The weakest growth was recorded in the hydropower sector.

2.3. The main RES related objectives of The Polish Energy Policy Until 2030 • Increased share of renewables in the final energy consumption to at least 15% in 2020, and further increase in subsequent years in 2020 10% share of biofuels in the transportation fuel market in 2020 and increased use of the second-generation biofuels. • Protection of forests against excessive exploitation for biomass harvesting, and sustainable use of agricultural land for RES purposes including biofuels, in order to avoid competition between RES generation and agriculture, and to preserve biodiversity. • Use of existing State Treasury owned damming facilities for electricity generation. • Increased diversification of locally available fuel supplies, and provision of optimal conditions for the development of distributed generation thereon based. There are provisions in the same document that specifically relate to RES and distributed generation. This confirms the special role and place of RES and DG in Poland’s strategic plans, and guarantees that investment in this area will be particularly protected and profitable for investors. At the same time it is a very powerful incentive for further growth of investment in this area.

2.2. Distributed sources in the NPS as reported by the Energy Regulatory Office

3. DG and RES local development opportunities

Based on the data in Tab. 1–3 rapid development of renewable energy sources can be observed in recent years, and the RES development direction clearly articulated. The RES capacity installed in 2012 doubled compared to 2010. This is particularly evident in biogas (increase of 60%), solar (40-fold increase), wind

Distributed generation (DG) means low capacity (up to 50 MW) plants, not centrally dispatched, connected to a distribution grid (110 kV, MV, LV) or directly supplying consumers, the development of which is not centrally planned and mainly conditioned by the awareness of business objectives that can be achieved by 33

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

local governments or private investors. DG typically consists of units that generate electricity from renewable or non-conventional sources (RES), as well as in cogeneration with heat, the output of which is difficult to predict and is not subject to central control. The DG and/or RES area so defined is a domain of extremely diversified interests and goals, represented by the so-called commercial and the local power industries. The need to ensure the country’s energy and power security is confronted with the unconstrained with power grid’s technical considerations desire to accomplish business and social objectives of local governments and/or private investors. Local governments at various levels are particularly interested in the development of DG and RES in their areas [1]. Planned capital expenditure projects, primarily supported by EU programs and the national energy policy, amount to an opportunity for the multifaceted development of municipalities and cities in Poland. This is the impulse that sets the pace for further dynamic development of this energy sector. Therefore, it becomes important to define the threats and possible areas of cooperation between the commercial and local power industries. From the point of view of transmission and distribution grid operators, the development of this type of generation will cause the following major problems and issues: • forecasting the DG and RES level in the short – and long-term perspective • mastering high variability of the DG and RES output by integration thereof into the central (centralized) power control system in the NPS • using the DG and RES output to provide ancillary services. The issues identified allow potential investors in DG and RES to provide ancillary services (one-second and operational power reserves, reactive power and voltage control level, auto-start, dedicated system supply), and to improve local reliability of local (e.g. shorter breaks in consumers supply). Local governments recognize related issues and problems. First and foremost it is necessary to procure integrated systems of control and operational and measurement information exchange between grid operators and DG and RES (development of information systems). Another issue is centralisation (combination) of individual DG sources in larger groups, and provision of so called mini power centres, optimised in technical, economic and organizational terms. In practice, the solutions should be sought in grouping large numbers of small generation units, which are located close to the end consumer. Control of such areas could help in emergency management of hazards and/or failures in the NPS. Individual low capacity sources are not attractive as a solution of transmission or distribution grid operator tasks. A problem that has arisen in this area is the rule of grouping many small generation sources, taking into account potential benefits for grid operators and investors (Tab. 3, data from the Silesian Voivodeship). In view of the potential collaboration of local and commercial power industries a prospect also arises of possible setup and development of local dispatch and operation services in the 34

framework of existing municipal governance structures. For local governments this is a new problem, and requires recognition and determination of personal, financial, and organizational municipal resources, and the effect on reliability indices in the municipal area and NPS. At the same time municipalities must answer the question about the acceptable degree of availability of their own generation units to control of higher rank dispatch services (including control by way of planned or emergency reconfiguration of the power grid in the municipal areas).

4. DG solutions at local government level based on the example of Gierałtowice Commune The plan provides for setting up a Municipal Energy Centre in the Commune consisting of four mini-centres. It would include SCADA controlled plants and a Smart Grid, generating electricity (inclusive of cogeneration), as well as heat generating and consuming facilities, which ensure maintenance and restoration of the so-called critical infrastructure and operation in the so-called separate, insular grid. The critical infrastructure consists of systems and their component interrelated functional facilities, including building structures, equipment, installations, services crucial to the security of the state and its citizens, and used to ensure efficient functioning of public administration bodies, as well as institutions and businesses. The critical infrastructure includes systems that ensure continuity of public administration performance in the following areas: • energy and fuel supply • ICT communications and networks • financial • water and food supply • healthcare • roads and transportation • rescue. In Paniówki village in the Gierałtowice Commune “Wodnik” indoor swimming pool was built for the use of local schools and residents. The swimming pool is supplied with electricity from the Tauron Distribution SA power grid company and has no backup power supply source. It is supplied with heat through heating network from a gas boiler plant at the School and Pre-school Complex. In addition, heat for domestic hot water is supplied from 18 Viessman solar collectors on the swimming pool roof. The Paniówki region suffers power supply outages, during which the pool’s users have to evacuate it. At the local School and Pre-school Complex a 1380 kW gas boiler plant was established with three Viessmann condensing boilers. Heat is supplied through pre-insulated underground network to heat centre located in the swimming pool’s basement. The flow diagram implemented in the boiler plant allows receiving surplus waste heat from the cogeneration unit. The swimming pool’s year-round demand for heat and electricity will allow the unit to operate without unnecessary outages. Next to the boiler

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

Fig. 4. Power supply diagram of mini power centre in Paniówki

Fig. 3. Daily demand for electricity and heat of “Woodnik” swimming pool in Gierałtowice a) “Wodnik” swimming pool’s daily demand for electricity (kWe)option II b) “Wodnik” swimming pool’s daily demand for heat (kWt)

room premises are provided for the unit, as well natural gas supply service line, and provisions are made for biogas supply. The School and Pre-school Complex in Paniówki is supplied through an underground cable line from the upgraded transformer station Paniówki – School in Gliwicka Street, where the original transformer has been replaced with a 250 kVA unit. Based on analysis of the curves of the indoor swimming pool “Wodnik” building’s demand for electricity and heat, a 55 kWe and 88 kWt cogeneration module was proposed for the installation at the school’s boiler plant. For this purpose a building permit design was drawn up, as well as a request for co-funding from the European Union in the “Clean Air” programme. The co-funding was granted in 2012 (1.5 million PLN). The project implementation was scheduled for Q2 2013. The choice of the Viessmann unit with precisely matched rated output will allow for its continuous operation and increase its operational efficiency. It will also allow for communication with the already installed automatic controls of the boiler plants and swimming pool’s heat centre of the same make. Another advantage of the VITOBLOC 200 BM-55/88 MN-60 unit is that it can be fired with biogas from the municipal biogas plant. Biogas will be the primary fuel, and natural gas will be secondary

Fig. 5. Target operating scheme of four mini power centres in the Gierałtowice Commune

fuel for biogas shortage periods. Accordingly, the unit will be fitted by its manufacturer for switching the fuel over from natural gas to biogas mixed with air. It is assumed that the unit will operate work 8000 hrs/year with average load 75%. A MAN internal gas combustion engine with spark ignition will drive an 80 kVA, 115.5 A Stamford generator with 93.7% efficiency. 35

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

The Gierałtowice Commune faces decisions not only of a technical nature. Also discussed will be: • rules of the facilities’ dispatch and operations management (e.g. isolation for stand-alone operation) • rules of dispatch and operational cooperation between the commune and operation management (technical and commercial) services of TAURON Dystrybucja SA or TAURON Polska Energia SA • required changes in the commune’s organizational structure with a view to ensuring the proper technical – economic (commercial) services for the mini power centres (operational, dispatch, financial, measurement, billing services, mobility, financial, measuring, billing).

5. Summary Despite symptoms of an economic slowdown, DG related capital expenditure projects will be attractive for the Gierałtowice municipality, among other investors, in several years to come. Municipal capex projects are consistent with the nationwide trends of DG and RES development (Tab. 1–3), which is reflected in the biogas plant construction, and planned construction of wind generators and photovoltaic cells. The target capacity installed in this type of sources in the Gierałtowice Commune is 2–3 MW. The technical (depletion of operational reserve, difficulties in predicting DG and RES output) and economic (balancing DG and RES costs borne by the power industry) problems noticeable in the NPS are the basis for discussion about the DG and RES role and place in the NPS in subsequent years. The discussion should develop bi-directionally with consideration of the power industry’s interests and the DG (RES) area. Therefore, it seems necessary to address the issue of DG units’ inclusion to the centralized control system by way of: • setting up a national system of so-called mini power centres that would gather larger numbers of GD and RES micro- or mini-generation units • setting up a few or several areas including several mini power centres, for example in a voivodeship, that could provide ancillary services for grid operators (TSOs or DSOs) • development of principles of operational cooperation between grid operators’ dispatch services and dispatch and operation services of the (municipal) mini power centres • Smart Grid development in the areas of measurements, telemechanics, and remote control centralized in one place at the level of a power centre connected with academic centres, serving the area of a poviat (district) and voivodeship (region) • continued cooperation of the power industry and DG (RES) in the framework of joint projects to accomplish DG and RES sustainable development, taking into account the energy security at the national (NPS) and local levels.

REFERENCES

1. The Ministry of Economy, Polityka energetyczna Polski do 2030 [Polish Energy Policy until 2030], 10 November 2009 Monitor Polski issue 2 of 2010. 2. Bargiel J. et al., Bezpieczeństwo zasilania gmin wiejskich a bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego [Security of rural communes’ and security of the National Power System], Energetyka, May 2012, special issue No XXIII, pp. 23–28. 3. Bargiel J. et al., Ocena i sposoby poprawy niezawodności zasilania gmin z sieci średnich napięć [Evaluation and improvement of the reliability of municipaliities’ power supply from medium voltage grids], Conference ”Sieci” [Grids], Wrocław, 2012. 4. The Energy Regulatory Office [online], http://www.ure.gov.pl/ uremapoze/mapa/html. 5. Report of the Institute of Economics of the Polish Academy of Sciences [online], http://www.inepan.waw.pl/pliki/raport/ Raport. gospodarka.listopad.2012.pdf. 6. Bargiel J. et al., Components reliability parameters by mid-term deficit of electric energy, AFRICON, 2009.

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

Joachim Bargiel Silesian University of Technology | Voit of the Gierałtowice Commune e-mail: wojt@gieraltowice.pl Graduated from the Silesian University of Technology in Gliwice An assistant professor at the Institute of Electrical Power and Systems Control of the Silesian University of Technology, Voit of the Gierałtowice Commune. Author of numerous papers and articles on the reliability of power systems, a promoter of e-municipality and distributed energy generation.

Bogdan Mol TAURON Polska Energia SA e-mail: Bogdan.Mol@tauron-pe.pl Professionally involved in the power industry. An employee of TAURON Polska Energia SA His main research interests include distribution system operation and customer supply continuity.

Katarzyna Łuszcz Silesian University of Technology e-mail: Katarzyna.Luszcz@polsl.pl Graduated from the Department of Electrical Engineering, Silesian University of Technology (2010). Since October 2010 a PhD student in electrical engineering at the Department. Research interests: computer modelling of power system.

Paweł Sowa Silesian University of Technology e-mail: pawel.sowa@polsl.pl Graduated from Silesian University of Technology in Gliwice, Dean of the Faculty of Electrical Engineering, Director of the Institute of Power Systems and Control, Silesian University of Technology. Specialist in power engineering, power system modelling, and transient electromagnetic phenomena. Author of nearly 200 scientific publications.

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 31–37

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 31–37. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rola generacji rozproszonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym na przykładzie gminy Gierałtowice Autorzy

Joachim Bargiel Bogdan Mol Katarzyna Łuszcz Paweł Sowa

Słowa kluczowe

generacja rozproszona, minicentrum energetyczne, odnawialne źródła energii

Streszczenie

W artykule przeprowadzono analizę możliwości lokalizacji źródeł energii nieodnawialnej (gaz ziemny), jak również odnawialnej (biogazowe, metanowe, słoneczne i wodne) w wybranej gminie. Dokonano oceny zasilania odbiorców końcowych energii, dużych odbiorów komunalnych gmin. Przedstawiono plany wdrożenia minicentrów energetycznych w gminie Gierałtowice z wykorzystaniem biogazu, metanu pochodzenia rolniczego i wiatru oraz praktyczne testy pracy minicentrów. Przedyskutowano problemy, z którymi gmina Gierałtowice spotkała się w czasie prac nad wdrożeniem inwestycji energetycznych, kierunkami przyjętych rozwiązań oraz perspektywą kolejnych inwestycji.

1. Wstęp W założeniach „Polityki Energetycznej Polski do 2030 roku” znalazł się zapis o odpowiedzialności organów samorządowych za przygotowanie lokalnych założeń do planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Tak postawione zadanie znajduje odbicie w wielu aspektach kształtowania i realizowania polityki energetycznej wewnątrz gminy. Gminy muszą przede wszystkim zdefiniować zagrożenia ekonomiczne i techniczne, które problem bezpieczeństwa energetycznego na nie nakłada. Jednocześnie lokalne społeczności muszą odpowiedzieć na wiele specjalistycznych zagadnień z dziedziny energetyki, dotyczących m.in.: miejsca i szans rozwoju swoich planów biznesowych (analiza otoczenia biznesowego), opłacalności i przeznaczenia inwestycji, lokalizacji, mocy znamionowej, obszaru dostaw mocy i jego ograniczeń technicznych, technologii wytwarzania, dostępności i rodzaju paliwa, oddziaływania na środowisko, trybu pracy, rodzaju własności jednostek wytwórczych energii, koniecznych zmian w strukturze zarządzania gminy. Gmina Gierałtowice – gmina wiejska, leżąca na skrzyżowaniu autostrad A4 i A1 w centrum województwa śląskiego, licząca 11050 mieszkańców – na przestrzeni ostatnich lat wdraża rozwiązania prosumenckie, przekształcając się w świadomego odbiorcę energii elektrycznej i dostrzega szansę w inwestycjach należących do grupy tzw. generacji rozproszonej (GR) i odnawialnych źródeł energii elektrycznej (OZE). Poniższy artykuł przedstawia krótką dyskusję nad problemami, z którymi gmina Gierałtowice spotkała się w czasie prac nad wdrożeniem inwestycji energetycznych, kierunkami przyjętych rozwiązań oraz perspektywą kolejnych inwestycji.

2. Analiza otoczenia technicznego i ekonomicznego GR w KSE jako podstawa rozwoju GR i OZE 2.1. Zagadnienia aktualnej sytuacji techniczno-ekonomicznej w KSE Do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) przyłączają się lokalne źródła głównie gazowe, wiatrowe, wodne i gazowe. W ostatnich latach wybudowano m.in. (tab. 2): • 696 elektrowni wiatrowych o mocy zainstalowanej 2497 MW • 199 biogazowni o mocy zainstalowanej 131 MW • 770 małych elektrowni wodnych o mocy zainstalowanej 966 MW. Nowe źródła powstają głównie w jednostkach samorządu terytorialnego, tj. gminach. Ich rola w obszarach gminnych jest następująca: • zwiększenie lokalnego bezpieczeństwa energetycznego • poprawa niezawodności zasilania ważnych odbiorów komunalnych, m.in. szpitali, szkół, ośrodków sportowych, szczególnie w okresie awaryjnym umożliwiając pracę wyspową z tymi odbiorami • zwiększenie potencjału gmin w zakresie rozwoju energetyki rozproszonej z wykorzystaniem lokalnych zasobów energetycznych • współpraca z operatorami sieci rozdzielczej w łagodzeniu skutków awarii bądź też deficytu mocy w KSE (rys. 1), który może wynikać ze zmniejszającego się poziomu rezerwy wirującej • ograniczenie strat przesyłowych • uzyskanie efektu ekologicznego poprzez ograniczenie emisji CO2 • dodatkowo realizacja kilku ważnych ustaw dla jednostek samorządu terytorialnego, m.in.: űű ustawy o samorządzie terytorialnym űű ustawy prawo energetyczne űű ustawy o zarządzaniu kryzysowym űű ustawy o ochronie środowiska űű ustawy o efektywności energetycznej. Powstające lokalne źródła energii stawiają przed KSE nowe wyzwania: przyłączeniowe,

eksploatacyjne i dyspozytorskie. Jeśli chodzi o przyłącze, to nowe źródła pojawiają się głównie w sieciach 110 kV (farmy wiatrowe) oraz w sieciach średnich i niskich napięć (biogazownie, małe elektrownie wodne, pojedyncze źródła wiatrowe). Rodzą się problemy związane ze zmianą rozpływu prądów, zmianą warunków zwarciowych oraz napięciowych. Tendencje zaobserwowane na rys. 1–3 pozwalają na ogólne scharakteryzowanie otoczenia energetyki lokalnej w 2013 roku. Widoczne są: • momenty braku rezerwy zimnej i praktycznie wyczerpane zapasy rezerwy wirującej w KSE, co skutkuje poważnymi skokami cen rynku bilansującego oraz zwiększeniem kosztów bilansowania tej generacji w KSE • niekontrolowane lub trudne do prognozowania i oszacowania znaczące zmiany poziomu mocy generowanej w OZE, co skutkuje poważnymi problemami technicznymi (operacyjnymi) w KSE • tendencje spowolnienia gospodarczego w wyniku zjawiska kryzysu ekonomicznego, tj. obniżona konsumpcja i sprzedaż, możliwa zwiększona presja na obniżanie, negocjowanie niższych cen w kontraktach dwustronnych i giełdowych w kolejnych latach. 2.2. Źródła generacji rozproszonej w KSE na podstawie danych Urzędu Regulacji Energetyki Na podstawie danych w tab. 1–3 można zaobserwować na przestrzeni ostatnich lat dynamiczny rozwój źródeł odnawialnych oraz wyraźnie ukształtowany kierunek rozwoju OZE. W porównaniu z 2010 rokiem można odnotować dwukrotny wzrost mocy zainstalowanej OZE w 2012 roku. Szczególnie widoczne jest to zjawisko w elektrowniach biogazowych (wzrost mocy o 60%), słonecznych (40-krotny wzrost mocy!), wiatrowych (wzrost mocy o 100%). Najsłabszy wzrost zanotowano w segmencie elektrowni wodnych.

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 31–37

lub niekonwencjonalnych (OZE), jak również w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, których wielkość generacji jest trudna do prognozowania i nie podlega centralnemu sterowaniu. Tak przedstawiony obszar GR lub OZE jest płaszczyzną diametralnie różnych interesów i celów, reprezentowanych przez tzw. energetykę zawodową i lokalną. Z jednej strony znajdujemy konieczność zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i elektroenergetycznego kraju, a z drugiej chęć rozwoju sieci elektroenergetycznej nieograniczonej względami technicznymi, niezbędnej samorządom lokalnym lub inwestorom prywatnym do realizacji celów biznesowych i społecznych. Samorządy lokalne różnego szczebla są podmiotami szczególnie zainteresowanymi na ich terenie rozwojem GR i OZE [1]. Planowane inwestycje, znajdujące oparcie przede wszystkim w programach unijnych i polityce energetycznej kraju, są szansą na wielopłaszczyznowy rozwój gmin i miast w Polsce. Jest to impuls, który nadaje tempo dalszemu dynamicznemu rozwojowi tego obszaru energetyki.

Rys. 1. Bilans KSE na tle ceny CRO, sierpień 2012

Rys. 2. Dynamika konsumpcji gospodarstw domowych i dynamika sprzedaży detalicznej (w % rok do poprzedniego roku), źródło: Raport Instytutu Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk, listopad 2012

2.3. Główne cele „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” w obszarze OZE • Wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w finalnym zużyciu energii co najmniej do poziomu 15% w 2020 roku oraz dalszy wzrost tego wskaźnika w latach następnych • Osiągnięcie w 2020 roku 10-proc. udziału biopaliw w rynku paliw transportowych oraz zwiększenie wykorzystania biopaliw II generacji • Ochrona lasów przed nadmiernym eksploatowaniem w celu pozyskiwania biomasy oraz zrównoważone wykorzystanie obszarów rolniczych na cele OZE, w tym biopaliw, tak aby nie doprowadzić do konkurencji pomiędzy energetyką odnawialną i rolnictwem oraz zachować różnorodność biologiczną • Wykorzystanie do produkcji energii elektrycznej istniejących urządzeń piętrzących, stanowiących własność Skarbu Państwa • Zwiększenie stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw oraz stworzenie optymalnych warunków do rozwoju energetyki rozproszonej opartej na lokalnie dostępnych surowcach. W tym samym dokumencie znalazły się zapisy, które szczególnie dotyczą obszaru OZE i generacji rozproszonej. To potwierdzenie szczególnej roli i miejsca OZE i GR w planach strategicznych Polski oraz gwarancja, że inwestycje w tym obszarze będą szczególnie chronione i opłacalne dla inwestorów. Jednocześnie jest to bardzo

mocny impuls do dalszego rozwoju inwestycji w tym obszarze. 3. Możliwości rozwoju GR i OZE w ramach działań lokalnych Pod pojęciem generacji rozproszonej (GR) rozumie się obiekty o małej mocy osiągalnej (do 50 MW), niepodlegające centralnej dyspozycji mocy, współpracujące z siecią dystrybucyjną (110 kV, SN, nN) lub bezpośrednio zasilające odbiorcę, których rozwój nie jest planowany centralnie, a uwarunkowany przede wszystkim świadomością celów biznesowych, możliwych do osiągnięcia przez jednostki samorządowe lub inwestorów prywatnych. GR stanowią najczęściej jednostki produkujące energię elektryczną ze źródeł odnawialnych

W związku z tym ważne staje się zdefiniowanie zagrożeń oraz obszarów możliwej współpracy pomiędzy energetyką zawodową i lokalną. Z punktu widzenia operatorów sieci przesyłowej i dystrybucyjnej rozwój tego rodzaju generacji będzie powodował następujące, najważniejsze problemy i zagadnienia: • prognozowanie poziomu GR i OZE w perspektywie krótko- i długoterminowej • opanowanie dużej zmienności mocy generowanej przez GR i OZE, poprzez włączenie mocy generowanej przez GR i OZE do centralnego (scentralizowanego) układu regulacji mocy w KSE • pozyskanie mocy generowanych w GR i OZE do realizacji regulacyjnych usług systemowych. Tak postawione zagadnienia stawiają przed potencjalnymi inwestorami po stronie GR i OZE możliwości świadczenia usług systemowych (rezerwa mocy – sekundowa i operacyjna, regulacja mocy biernej i poziomu napięć, samostart, praca na układ wydzielony) oraz poprawy lokalnych wskaźników niezawodnościowych (np. skrócenie czasu przerwy wyłączenia awaryjnego odbiorcy). Środowiska samorządowe dostrzegają wiążące się z tym zagadnieniem problemy.

Instalacje OZE w Polsce (2010) Typ instalacji

Liczba instalacji

Moc [MW]

elektrownie biogazowe

144

82,884

elektrownie biomasowe

356,190

0,033

elektrownie wiatrowe

413

1180,272

elektrownie wodne

727

937,044

brak danych

1346

2556,423

wytwarzające z promieniowania słonecznego

elektrownie realizujące technologię współspalania RAZEM Tab. 1. Instalacje OZE w Polsce w 2010 roku, dane ogólne, źródło: URE (31.12.2010)

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 31–37

Instalacje OZE w Polsce (2012) Liczba instalacji

Typ instalacji elektrownie biogazowe

Moc [MW]

199

131,247

wytwarzające z biogazu z oczyszczalni ścieków

41,167

wytwarzające z biogazu rolniczego

31,782

wytwarzające z biogazu składowiskowego

58,298

820,700

660,150

wytwarzające z biomasy z odpadów leśnych, rolniczych, ogrodowych

14,950

wytwarzające z biomasy z odpadów przemysłowych drewnopochodnych i celulozowo-papierniczych

145,600

1,290

elektrownie biomasowe wytwarzające z biomasy mieszanej

wytwarzające z promieniowania słonecznego wytwarzające z promieniowania słonecznego elektrownie wiatrowe elektrownia wiatrowa na lądzie elektrownie wodne elektrownia wodna przepływowa do 0,3 MW

1,290

696

2496,748

696

2496,748

770

966,103

604

44,725

elektrownia wodna przepływowa do 1 MW

54,923

elektrownia wodna przepływowa do 5 MW

138,695

elektrownia wodna przepływowa do 10 MW

49,280

elektrownia wodna przepływowa powyżej 10 MW

295,800

elektrownia wodna szczytowo-pompowa lub przepływowa z członem pompowym

382,680

0,000

realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biomasa)

0,000

realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biogaz)

0,000

1744

4416,088

elektrownie realizujące technologię współspalania

RAZEM Tab. 2. Instalacje OZE w Polsce w 2012 roku, dane szczegółowe, źródło: URE (31.12.2012)

Instalacje w województwie śląskim (2012) Typ instalacji wytwarzające z biogazu z oczyszczalni ścieków wytwarzające z biogazu rolniczego

Moc [MW] 6,200

0,526

11,738

wytwarzające z biomasy z odpadów leśnych, rolniczych, ogrodowych

1,650

wytwarzające z biomasy mieszanej

10,000

wytwarzające z promieniowania słonecznego

0,093

elektrownia wiatrowa na lądzie

5,750

elektrownia wodna przepływowa do 0,3 MW

2,567

wytwarzające z biogazu składowiskowego

elektrownia wodna przepływowa do 1 MW

0,890

elektrownia wodna przepływowa powyżej 10 MW

33,600

Brak danych

73,014

realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biomasa) Suma Tab. 3. Instalacje w województwie śląskim w 2012 roku, źródło: URE (31.12.2012)

Liczba instalacji

Konieczne jest przede wszystkim stworzenie zintegrowanych systemów sterowania i wymiany informacji ruchowych i pomiarowych pomiędzy operatorami sieci i źródłami GR i OZE (rozwój systemów informatycznych). Kolejnym zagadnieniem jest scentralizowanie (połączenie) w większe grupy poszczególnych źródeł GR i stworzenie zoptymalizowanych pod względem technicznym, ekonomicznym i organizacyjnym tzw. minicentrów energetycznych. W praktyce rozwiązań należy szukać w grupowaniu dużej liczby małych jednostek wytwórczych, które znajdują się blisko odbiorcy końcowego. Sterowanie takimi obszarami może pomóc w opanowaniu sytuacji zagrożenia lub awarii w KSE. Pojedyncze źródło o małej mocy nie stanowi atrakcyjnego rozwiązania z punktu widzenia zadań operatorów sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej. Problemem, który powstaje w tym obszarze, jest stworzenie zasad grupowania wielu małych źródeł wytwórczych z uwzględnieniem potencjalnych korzyści dla operatorów sieci i inwestorów (tab. 3, dane dla województwa śląskiego). W perspektywie potencjalnej współpracy energetyki samorządowej i zawodowej pojawia się również perspektywa ewentualnego stworzenia i rozwoju, w ramach istniejących struktur gminnych, lokalnych służb dyspozytorskich i eksploatacyjnych. Dla samorządów problem ten jest zagadnieniem nowym, wymaga rozpoznania i określenia potencjału osobowego (kadrowego), finansowego, organizacyjnego gminy oraz wpływu na wskaźniki niezawodnościowe obszaru gminnego i KSE. Jednocześnie gmina musi odpowiedzieć sobie na pytanie o poziom akceptowanego przez nią zakresu dysponowania jednostkami wytwórczymi, należącymi do gminy przez służby dyspozytorskie wyższego szczebla (w tym również poprzez kształtowanie planowe lub awaryjne układu sieciowego obszaru gminy). 4. Rozwiązania w obszarze GR na poziomie samorządowym na przykładzie gminy Gierałtowice Według projektów zakłada się powstanie w gminie, składającego się z czterech minicentrów, Gminnego Centrum Energetycznego. W jego skład weszłyby obiekty pracujące w systemie SCADA oraz sieć Smart Grid, wytwarzające energię elektryczną (w tym w skojarzeniu), a także obiekty wytwarzające i użytkujące ciepło, zapewniające utrzymanie i odbudowę tzw. infrastruktury krytycznej i pracę w tzw. sieci wydzielonej, wyspowej. Infrastrukturę krytyczną stanowią systemy oraz wchodzące w ich skład powiązane ze sobą funkcjonalne obiekty, w tym obiekty budowlane, urządzenia, instalacje, usługi kluczowe dla bezpieczeństwa państwa i jego obywateli oraz służące zapewnieniu sprawnego funkcjonowania organów administracji publicznej, a także instytucji i przedsiębiorców. Infrastruktura krytyczna obejmuje systemy zapewniające ciągłość działania administracji publicznej: • zaopatrzenia w energię i paliwa • łączności i sieci teleinformatycznych • finansowe • zaopatrzenia w żywność i wodę

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 31–37

• ochrony zdrowia • transportowe i komunikacyjne • ratownicze. W miejscowości Paniówki, leżącej na terenie gminy Gierałtowice, została wybudowana na potrzeby szkół i mieszkańców kryta pływalnia „Wodnik”. Pływalnia jest zasilana w energię elektryczną z sieci elektroenergetycznej firmy Tauron Dystrybucja SA i nie dysponuje rezer wowym źródłem zasilania. Zasilanie pływalni w energię cieplną odbywa się przez sieć ciepłowniczą z kotłowni gazowej w Zespole Szkolno-Przedszkolnym. Dodatkowo ciepło do przygotowania ciepłej wody użytkowej jest dostarczane z 18 kolektorów słonecznych Viessmana, zainstalowanych na dachu pływalni. W rejonie Paniówek zdarzają się przerwy w dostawie energii elektrycznej, co oznacza konieczność ewakuacji osób korzystających z pływalni. W Zespole Szkolno-Przedszkolnym w Paniówkach, z wykorzystaniem trzech kotłów kondensacyjnych Viessmann, wykonano kotłownię gazową o mocy 1380 kW. Ciepło jest dostarczane podziemną siecią preizolowaną do węzła cieplnego, zlokalizowanego w piwnicach budynku pływalni. Zastosowany schemat technologiczny kotłowni umożliwi przyjęcie dodatkowego ciepła odpadowego z agregatu kogeneracyjnego. Wielkość całorocznych potrzeb cieplnych i elektrycznych pływalni umożliwi pracę agregatu bez zbędnych postojów. Obok kotłowni przygotowano pomieszczenie na agregat, doprowadzono również gaz ziemny oraz przewidziano również doprowadzenie biogazu. Zespół SzkolnoPrzedszkolny w Paniówkach jest zasilany podziemną linią kablową ze zmodernizowanej stacji transformatorowej Paniówki – Szkoła przy ul. Gliwickiej, gdzie wymieniono transformator na jednostkę o mocy 250 kVA. Na podstawie analizy krzywych zapotrzebowania na moc elektryczną i cieplną budynku krytej pływalni „Wodnik” zaproponowano zainstalowanie w kotłowni szkoły modułu kogeneracyjnego 55 kWe oraz 88 kWt. W tym celu opracowano projekt budowlany oraz wniosek o dofinansowanie ze środków Unii Europejskiej w zadaniu „Czyste powietrze”. Uzyskano dofinansowanie w 2012 roku (1,5 mln zł). Realizacja projektu zaplanowana została w II kwartale 2013 roku. Zastosowanie agregatu firmy Viessmann z precyzyjnie dobraną mocą własną pozwoli na pracę ciągłą agregatu i zwiększy wskaźnik efektywności działania. Pozwoli też na komunikację z automatyką kotłowni i węzła cieplnego basenu tego samego producenta, która już jest zamontowana. Dodatkowym atutem agregatu VITOBLOC 200 BM-55/88 MN-60 jest możliwość zasilania go biogazem z biogazowi gminnej. Biogaz będzie paliwem podstawowym, a gaz ziemny paliwem pomocniczym w okresie braku biogazu. W związku z tym agregat będzie fabrycznie przystosowany do przełączania ścieżki gazowej z gazu ziemnego na biogaz w układzie zmieszania gazu z powietrzem. Zakłada się, że agregat będzie pracował 8000 godz./rok ze średnim obciążeniem 75%. Silnik spalinowy MAN, gazowy z zapłonem iskrowym, będzie napędzać generator

Rys. 3. Krzywe dobowego zapotrzebowania na moc elektryczną i cieplną krytej pływalni „Wodnik” w Gierałtowicach a) Krzywa dobowego zapotrzebowania na moc elektryczną pływalni „Wodnik” (kWe) b) Krzywa dobowego zapotrzebowania na moc cieplną pływalni „Wodnik” (kWt)

Rys. 4. Schemat zasilania minicentrum energetycznego w Paniówkach

Stamford o mocy 80 kVA, 115,5 A i sprawności 93,7%. Gmina Gierałtowice staje przed rozstrzygnięciami nie tylko natury technicznej.

Dyskusji poddane zostaną również: • zasady prowadzenia ruchu (np. w zakresie wydzielania do pracy wyspowej) i eksploatacji oddanych urządzeń

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 31–37

Rys. 5. Docelowy układ pracy czterech minicentrów energetycznych w gminie Gierałtowice

• zasady współpracy ruchowej i eksploatacyjnej pomiędzy gminą i służbami ruchowymi (techniczno-handlowymi) TAURON Dystrybucja SA lub TAURON Polska Energia SA • wymagane zmiany organizacyjne struktury gminy pod kątem zapewnienia prawidłowej obsługi techniczno-ekonomicznej (handlowej) minicentrów energetycznych (służby eksploatacyjne, ruchowe, finansowe, pomiarowe, rozliczeniowe). 5. Podsumowanie Mimo oznak spowolnienia gospodarczego inwestycje związane z GR będą atrakcyjne m.in. dla gminy Gierałtowice w perspektywie kilkunastu następnych lat. Inwestycje gminne są zgodne z ogólnokrajowymi tendencjami rozwoju GR i OZE (tab. 1–3), co znajduje odwierciedlenie w budowie biogazowni oraz planach budowy generatorów wiatrowych i ogniw fotowoltaicznych. Docelowym poziomem mocy zainstalowanej w tego typu źródłach na terenie gminy Gierałtowice jest 2–3 MW.

Zauważalne na poziomie KSE problemy techniczne (wyczerpywanie się rezerwy operacyjnej, trudności w prognozowaniu poziomu generacji z GR i OZE) oraz ekonomiczne (koszty bilansowania GR i OZE ponoszone przez energetykę zawodową) stanowią podstawę do dyskusji o roli i miejscu GR i OZE w KSE w kolejnych latach. Dyskusja powinna przebiegać dwukierunkowo z uwzględnieniem interesów energetyki zawodowej i obszaru GR (OZE). W związku z tym wydaje się konieczne zajęcie się problematyką włączenia jednostek GR do scentralizowanego układu regulacji poprzez: • stworzenie ogólnokrajowego systemu tzw. minicentrów energetycznych, które grupowałyby większą liczbę mikro- lub minijednostek wytwórczych GR i OZE • stworzenie kilku, kilkunastu obszarów obejmujących kilka minicentrów energetycznych, np. na obszarze województwa, które mogłyby świadczyć usługi regulacyjne, pozyskiwane przez operatorów sieci (OSP lub OSD)

• wypracowanie zasad współpracy operatywnej pomiędzy służbami dyspozytorskimi operatorów sieci a służbami dyspozytorskimi i eksploatacyjnymi minicentrów energetycznych (gminnych) • rozwój sieci Smart Grid w zakresie pomiarów, telemechaniki, telesterowania, scentralizowanych w jednym miejscu na poziomie centrum energetycznego skomunikowanego z centrami naukowymi, obsługującego obszar powiatu i województwa • stałą współpracę obszarów energetyki zawodowej i GR (OZE) w ramach wspólnych projektów w celu wypracowywania zrównoważonego rozwoju GR i OZE, uwzględniającego bezpieczeństwo energetyczne Polski (KSE) oraz na poziomie lokalnym. Bibliografia 1. Ministerstwo Gospodarki, Polityka energetyczna Polski do 2030, 10.XI.2009 Monitor Polski 2010, nr 2. 2. Bargiel J. i in., Bezpieczeństwo zasilania gmin wiejskich a bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, Energetyka, maj 2012, zeszyt tematyczny nr XXIII, s. 23–28. 3. Bargiel J. i in., Ocena i sposoby poprawy niezawodności zasilania gmin z sieci średnich napięć, Konferencja „Sieci”, Wrocław 2012. 4. Urząd Regulacji Energetyki [online], http://www.ure.gov.pl/uremapoze/mapa/ html 5. Raport Instytutu Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk [online], http:// www inepan.waw.pl/pliki/raport/Raport. gospodarka.listopad.2012.pdf 6. Bargiel J. i in., Components reliability parameters by mid-term deficit of electric energy, AFRICON, 2009.

Joachim Bargiel

dr inż. Politechnika Śląska | wójt gminy Gierałtowice e-mail: wojt@gieraltowice.pl Absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, wójt gminy Gierałtowice. Autor wielu referatów i artykułów z dziedziny niezawodności układów elektroenergetycznych, propagator e-gminy i rozproszonych źródeł energii.

Bogdan Mol

mgr inż. TAURON Polska Energia SA e-mail: Bogdan.Mol@tauron-pe.pl Związany zawodowo z elektroenergetyką przemysłową. Pracuje w TAURON Polska Energia SA. Jego główne zainteresowania naukowe to praca systemu dystrybucyjnego oraz ciągłość zasilania odbiorców.

Katarzyna Łuszcz

mgr inż. Politechnika Śląska e-mail: Katarzyna.Luszcz@polsl.pl Absolwentka Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach (2010). Od października 2010 roku jest doktorantką kierunku elektrotechnika na swoim macierzystym wydziale. Zainteresowania naukowe: komputerowe metody modelowania układu elektroenergetycznego.

Paweł Sowa

prof. dr hab. inż. Politechnika Śląska e-mail: pawel.sowa@polsl.pl Absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Dziekan Wydziału Elektrycznego, dyrektor Instytutu Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej. Specjalista w dziedzinie elektroenergetyki, modelowania układu elektroenergetycznego, elektromagnetycznych zjawisk przejściowych. Autor blisko 200 publikacji naukowych.

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

In-Home Display – a Review of Experiences from Research Projects

Author Krzysztof Billewicz

Keywords in-home display, smart meter, smart metering

Abstract There are many studies on smart metering. The aim of smart metering is not only automated billing and two-way communication with a smart meter. The measure of success of the implementation of smart metering is the level of customer engagement and their cooperation with energy companies, as well as the consequences of such involvement changing electricity-using habits. This article focuses on one device for smart metering – in-home display (IHD). The paper characterizes an IHD’s functions and describes international experiences of research and conclusions of studies.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014404

1. Introduction At the moment consumers involuntarily fundamentally affect the operation of the power system, which must keep up to ensure an electricity generation output as is actually demanded by the consumers. Many researchers underline that the smart grid implementation may be considered successful only when passive electricity consumers become active prosumers. It is expected that consumers will begin to effectively manage their electricity demand at the level of individual households [11]. For this to happen, they must be provided with appropriate tools that will enable such involvement. The basic device that serves this purpose is a smart electricity meter. Smart grids will fully realize their potential only when households and corporate consumers are transformed from passive consumers of electricity into well-informed and proactive users of energy management systems. Such a change requires deployment directly in consumer homes of new devices that allow for real-time analysis of energy consumption data, and a considerable effort to teach smart grid customers how they can and should use the new systems [13]. It is expected that a significant portion of the benefits from smart metering will come from energy consumption’s rationalisation by its reduction or shifting fuel consumption from periods of peak demand. This is why an in-home display is so important for the promotion of rising consumers’ awareness of their energy consumption [6]. It has been noticed in some countries that electricity meters are located in barely accessible places, which makes interaction with customers difficult. Therefore, it is necessary to install an in-home display, which duplicates some of the meters’ required features [8]. Energy consumption details must be delivered

to the consumer, not the stairwell, where the meter is located. A consumer must directly receive the consumption details. Sometimes such devices are called home energy displays (HEDs). Providing consumers with additional displays increases the measurement devices and entire service installation costs; on the other hand it compensates for the lack of a meter in their apartments. Such devices increase the service’s functionality in terms of measurement data presentation to consumers. IHD data not only informs consumers, but also motivates them to improve their energy use efficiency. An option is also envisged to transfer information (such as pricing signals, energy consumption data, or actual power intake) from the energy supplier or service provider to consumers. In-home display is a good tool that may serve this purpose.

2. Current state of knowledge 2.1. In-home display deployment purpose In-home displays are installed in order to show consumers how much energy they consume and how much it costs, and to enable their informed energy consumption related choices. It is assumed that in-home displays can help customers to save money and to reduce carbon emissions to the environment. IHD provides customers with real-time details of their energy consumption. Such knowledge can: • help consumers understand and change their energy consumption habits • contribute to reduce their energy bills • contribute to reduce their CO2 emissions. In-home display is an essential tool for effective management of energy consumption by some consumers. 43

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

2.2. Do energy regulators consider IHD displays necessary? According to the President of the URE Energy Regulatory Office providing customers with simple displays that would be integrated with existing meters, or more conveniently located, is not a satisfactory solution. The URE President believes that there is a significant customer population which cannot be expected to deliberately and durably participate in DR demand response programmes. Therefore, there is a need to provide customers not only with smart meters, but with a tool that will allow for automated translation of signals incoming from the system into concrete actions with regard to the use of the household receivers without interfering in their structure [9]. The UK energy regulator (OFGEM) has decided that all households should be equipped with IHD, and has specified the minimum requirements for these devices. This assumption is based on the view that widespread deployment of in-home displays will promote population-wide customer involvement and contribute to savings in energy consumption and carbon emissions. The electricity supplier or gas supplier, which will be the first to install smart meters in a building, will be required to provide IHDs, which must comply with requirements set out in the relevant technical specification. The second company installing a second smart meter, e.g. gas meter, will not have to install an additional display, because the one that has been already installed will be capable of displaying, in addition to the existing details, also those of gas consumption. An energy supplier will also provide the main point of customer service contact in the case of most of problems that users may have with their smart meters and in-home displays [6]. In South Korea’s province Jeju, the Jeju Smart Grid Demonstration Project is implemented. Jeju is South Korea’s largest island, and the smallest province. This island, of volcanic origin, is a popular tourist destination. Its climate is windy, so it is an ideal place to test the concept of distributed electricity generation and microgrids. The Jeju Smart Grid Project is a testing ground where the world’s largest smart grid will be deployed for the island’s whole community, all its inhabitants. This would allow testing the most advanced Smart Grid technologies, and verifying R&D results, as well as extending business models [13]. One phase of the project involves six thousand households. It is assumed that residents will be able to view their own energy consumption details on four different screens, such as IHDs, TVs, tablets, and smartphones. The Government of South Korea plans to involve 30% of the citizens by 2030, who would generate energy for their own needs, and would be billed according to tariffs set on a RealTime Pricing (RTP) basis. For example, according to Jeju Statistical Yearbook 2010, in the town of Gujwa – eup as much as 44% of its 3282 population is 65 years old or older. It is they who need to be convinced to understand the smart power grid ideas, to comprehend the details displayed by IHDs and smart energy meters, and to change their electricity use habits [13].

3. IHD in-home display description 3.1. Definition In-home display (IHD) is an electronic device with a monitor, which displays details of the consumer’s current power intake and/or energy consumption. IHD is part of the smart metering system. It is typically integrated with an intelligent energy meter.

IHD in home display functional description

Energy consumption details

• Actual power intake and energy consumption for the periods: day / week / month / billing period • Amount payable for the energy consumption in the current month can be presented in the form of account balance (credit or debit) • Estimated value of the energy bill in the current month • Actual power factor • Consumption trend – increasing or decreasing

Statistical data

• Power intake chart over time • Quantitative energy consumption in the previous month • Comparison of current consumption with the consumption in a selected period • Amount payable for the energy consumption in the previous billing period • Annual energy consumption • Average power intake of consumers in the same group, e.g. tariff group • Average amount payable for energy by consumers in the same group, e.g. tariff group

Other

• Date, time and day of the week (time synchronized with other smart components of the measurement system) • Consumer energy tariff • Microgeneration details (electricity output to the grid) • Status of connection (communication) with meter • Details of weather and temperature obtained from a meteorological institute • Carbon dioxide emission • Minor details of energy saving

Tab. 1. IHD displayed details [2, 6]

3.2. Display legibility It is assumed in some solutions that a single device will also display data from other meters, such as gas, heat, and water, since typically such meters are located in barely accessible places, such as a basement or a cabinet. It was found in a research project in the UK that more than 50% of consumers did not know where their gas and electricity meters were located, and 45% could not read them [3]. An in-home display located in an apartment will be the smart metering system’s component most visible for consumers. IHD features a high resolution colour touch screen and rich functionality. The data should be displayed in a visual rather than numerical form, to let customers easily distinguish between high and low power intake. Moreover, consumers much better comprehend energy consumption details presented as an amount in local currency than an amount of energy in kWh. Other elements to be included in the display include credit or prepayment mode, fixed fees, rebates and discounts, VAT, excise duties, etc. Legible display of such information is undoubtedly a challenge for in-home display manufacturers [6].

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

Such a visual, non-numerical feedback provides consumers with knowledge without the need to pay attention to details. However, it may also unnecessarily bother some users, and potentially contribute to a reduction of their energy use down to a level that may adversely affect their health and quality of life. Therefore, an option worth considering is temporary switching off of the display, where it causes anxiety or harmful behaviour [7]. Information presented on a regular basis can be used by customers for screening out the impact of specific receivers. Consumers are able to use the feedback to quickly identify opportunities to save energy and thus reduce energy losses. However, there are technological constraints that impede the delivery of real-time information to IHD. They are different for gas and electricity. In the case of gas, the constraint is due to the meter battery’s useful life. To update IHD, the gas meter’s communication system needs to “wake up” and transmit a message of consumption details. Transmitting such data more frequently than once every 15 minutes can drain out the battery before the estimated lifetime of 15 years. As regards electricity, the constraint depends on the technical capabilities of the communication solutions. Those now in place can update every 5 seconds [6]. Cumulative information about payables and bills is useful for budgeting [6]. It has been noticed that consumers are interested in comparing their consumption in selected periods. This allows them to recognize trends in energy consumption over time, and to find out what might have caused changes (e.g. new person in the household, new boiler or appliance, new windows, thermal insulation of the building, electrical heating, and house extension). Historical data should be kept for one year. This allows its better use for comparison of consumption in various periods [6]. Some postulate that all smart energy meters record the energy flow in two directions – intake by consumer and output to the grid. If so, this information should also be presented on in-home displays. However, given the current low share of microgeneration, it should be considered whether presenting such data on each display is appropriate. It is rather assumed that an extended in-home display supporting microgeneration will be delivered as part of a microgeneration package purchased by the customer [6]. Smart metering systems, which will include IHDs, will cause a change in the amount of the electricity, and in some cases gas, consumption details available to consumers. This is why consumers should choose which presentation of such data suits them most. For example, IHDs can use a colour code, where red indicates increased electricity rates in a time of peak demand. Such a mechanism can be employed in multi-zone tariffs in order to alert consumers to the higher rate, or in tariffs with critical price. Colour codes and indicators should show the consumer what is happening, without paying detailed attention. This may assist consumers when their energy consumption (power intake) is very high. Such information can be very useful for consumers with low numeracy skills, or those who cannot correctly interpret numerical data [6].

It is very important that IHDs provide customers with the information they need in an easily accessible form. For customers it is important to know the cost of energy (in PLN), and not the consumption (in kWh). The distribution company, in principle, does not benefit from in-home displays, because efficient use of electricity by consumers generates no savings for it. Moreover, less energy consumed means less energy supplied to customers, and, consequently, this translates into less revenue.

3.3. Some guidelines of the British energy regulator for in-home displays In the UK, the entity responsible for providing smart meters (gas and electricity alike) and energy plays is the energy supplier. A display should seamlessly communicate with both electricity and gas smart meters. The UK energy regulator is aware that promoting competition in the provision of IHD will further encourage innovation in this field, and rapid technology changes. In addition, it is believed that a lot can be gained in terms of costs through economies of scale resulting from mass manufacture and procurement [6]. The UK energy regulator prohibits charging upfront for the installation of a smart meter with IHD at customer premises. It is assumed, however, that there will be customers willing to pay in advance for IHD with advanced features. As regards household IHDs, initially the principal payer would be the grid operator or, as it is in the UK, the energy supplier. Of course, then the capex costs could be transferred to tariff rates. Another issue is IHD maintenance and servicing by the energy supplier, and IHD upgrading along with technological development, better knowledge, access to new research results, and experiences and feedback from customers. The following two possible energy supplier commitments with regard to IHD displays can be identified [6]: • short-term, i.e. maintenance and servicing in the first year • long-term, i.e. permanent obligation to service IHD, no time horizon of such commitment can be determined now. While at the beginning consumers can gain some benefits from the IHD use, after a certain time their enthusiasm or interest will fade, because then a tangible saving will be a lot harder to accomplish. Using an IHD will generate costs of maintaining them, without bringing users any net profits. Hence, the energy supplier’s firm commitment to maintain and service IHDs is not justified [6]. To encourage innovation and flexibility for future development in this area, energy traders should not be permanently committed, but should be responsible for IHD maintenance and upgrade for one year after the smart meter installation. After this time, maintenance costs will fall on IHD users, who in addition will be able to purchase newer devices from their current suppliers, as well as other vendors [6]. In the UK they are in favour of consumer’s option to choose which electricity or gas supplier is supposed to provide the in-home

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

display. If two IHDs are available to a consumer, who will be able to choose the better one, this will increase consumer awareness on the one hand, and contribute to technological advancement on the other [6].

4. Functional guidelines 4.1. Diversity of IHD offerings for different consumer groups It must be emphasized that it is not so that one IHD type is the most optimal solution for all customers. Therefore, it is assumed that trading companies must differentiate their offerings by adjusting the devices to specific customer groups. This will be the most beneficial by allowing customers to choose IHD and, consequently, the most fitting feedback, i.e. an incentive to change their electricity use habits. In view of the benefits from energy savings, which will be facilitated by IHD, it is important to ensure that all customers have access to at least the minimum information presented by in-home display. In addition, it is recommended that customers receive the displays on request, without incurring any costs in advance. In the UK, such a requirement will last for one year after commencement of the mandatory deployment. Suppliers will be required to inform customers about their rights in this regard. Of course, the method of informing is arbitrary, e.g. by mail. If such information were conveyed at a home visit, this would entail costs for the trading company and could be embarrassing for some customers who might feel hounded by hawker sellers, which would discourage their interest in the offer [6]. However, it is worth drawing maximum benefits flowing from each single installation visit, for example, if consumers had expressed interest in obtaining additional information or products, the energy supplier could supply them. The point is, on the one hand, to provide a wide range of goods and services that must be somehow presented, offered and sold to the user, on the other hand it is important to limit unfair trade, to prohibit provision of false services or misleading the customer, as well as to limit aggressive sale practices [7]. The question of equality arises in relation to the displayed information. For example, the displays must be located in households so as to ensure ready availability of the information to the consumers. It is therefore very important that customers may choose the most optimal location for IHD in their apartments. In the GUI design it is important that it is also suitable for people with disabilities, including visual impairment, hearing loss, physical disability, as well as for those with low skills of writing, reading and numeracy. That’s why device vendors should be expected to take into account the needs of persons with disabilities, providing them with suitable display devices. With persons with disabilities in mind the following few important IHD design requirements should be mentioned [6]: • large screen and font size • large, tactile buttons • feedback information in plain language • audio output (specifically for the blind). 46

4.2. Portable displays Some studies show that some consumers prefer to receive electricity consumption details on a portable display. This way, consumers may carry IHD from one room to another, and see, e.g. the effects of switching an appliance on and off. This favours the view that consumers use information on the current consumption to quickly identify opportunities to save energy (e.g. turning off lights, not leaving appliances in standby mode). There is also evidence that carrying an IHD may reflect short-term consumer interest in the presented information. However, there are no research results showing the effectiveness of long-term changes in consumer habits due to IHD portability. If portability becomes a minimum requirement for deployed IHDs, it will entail the need for powering them not from the mains, but from a battery or rechargeable batteries. If they were two AA batteries, they should have to ensure the display’s week-long operation before recharging. If they were rechargeable batteries, they should have to be replaced every 12 months. Therefore, some UK consumer groups, energy suppliers and display manufacturers warn that non-rechargeable battery powered IHDs will lead to increased consumer costs and pollution to the environment (the need to dispose of tens of millions of AA batteries per year). In addition, compliance with the requirement of optional battery supply will increase the device price. It may happen while a display is moved from one room to another that at some point the signal strength and supply power availability will be too low. Therefore, such constraints should also be taken into account. In consideration of these arguments, the British regulator does not impose the display portability as a minimum requirement [6].

4.3. Messages transmitted by IHD Some displays can receive and transmit to recipients short text messages, such as alerts to the threat of power system overload and critical rates, and/or power intake restrictions. Proper legal measures should be taken to prohibit transfer of unwanted marketing communication. Such communication can lead to consumers ignoring in-home displays, thus undermining the otherwise achievable benefits. On the other hand, IHDs can be used by the energy supplier and/or an authorised third party for offering new products and services, and/or providing advice [7]. It should be remembered, however, that marketing can discourage consumers from retrieving information from IHDs, undermining the central benefits from their use with regard to their primary role, i.e. provision of real-time energy consumption information.

4.4. Recognizing appliance loads One area of research is now recognition of appliances used in households on the basis of the recorded active and reactive powers. This feature is called nonintrusive appliance load monitoring (NIALM) [4]. NIALM technology incorporating measurement devices are used by power companies to monitor specific uses of electricity in different homes. Initially NIALM displays undergo a learning process. This process is cumbersome and uncomfortable, the display may provide incorrect results or to ask questions, such as whether a washing

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

machine or dishwasher is operated, or a washing programme has been interrupted? An undoubted challenge has become household appliances’ shorter life cycle, and resulting shorter replacement intervals, which translate into more frequent disturbances in appliance recognition algorithms. Providing the device with very accurate data is very important for proper appliance recognition. 15-minute data is not accurate enough, and algorithms that use such data are not very effective. With increased measurement granulation the appliance recognition accuracy may increase. One such algorithm is patented: US Patent 4858141. Based on information on household appliance operations collected, an IHD could propose some energy saving solutions, for example it might suggest using a dishwasher when electricity is cheaper, turning off redundant appliances in the period 8.00–16.00 or at night, if it had found that the only change in the power intake resulted from the refrigerator operation cycles. In-home display, being aware of electricity prices, could show the monthly or yearly amount that would have to be paid if the appliances were left turned on. Of course, the display will not always be able to find out if the standby appliance is the TV, not hi-fi set. However, the lack of such data will not preclude the IHD’s estimate of the unnecessarily consumed energy. Information on saving and related suggestions should be available on customer request. It shouldn’t be intrusive. Customers do not accept such intrusiveness and typically adopt negative attitudes towards it.

4.5. Efficiency of in-home display use Some customers may want to get a set of energy consumption data and compare it to the energy consumed by other customers. This may lead to questions like: your fridge consumes so and so energy, and mine consumes more than that. Why is that? On the basis of these dilemmas questions might be asked to experts or in online forums. It has been noted that keeping consumers updated on their energy consumption is directly related to increased effectiveness of its use, even if there are no other incentives, such as price diversification during the day, in place. This is the so called Prius effect. It can therefore be concluded that the role of a meter or IHD makes the consumer behave in a more environmentally friendly way [10]. Owing to IHDs customers become more aware, watching changing graphs showing an increase in the power intake resulting from, e.g. turning electric floor heating on. Many customers are unaware of the factors increasing their energy consumption. Advanced Metering Infrastructure (AMI) is a good tool to help understand this phenomenon. AMI is an integrated set of elements: smart meters, communication modules and systems, hubs and recorders that enable two-way communication via different media and using different technologies between the central system and selected meters. Information relating to carbon dioxide emission can have a positive impact on raising awareness of the impact of energy consumption by consumers on such emission. However, no evidence is yet known on the effect of carbon emission details on efficient use of energy by consumers. Although carbon dioxide emission details

in kg were available on most of the displays monitored for the studies, they had been largely ignored by almost all participants. Carbon dioxide emission is proportional to the amount of burnt natural gas, but in the case of energy consumption the amount of pollution varies and depends on the generation type (and the power reserve). Sometimes this amount is averaged for the entire power system. Adoption, however, of this assumption confuses customers who have decided to promote environmental protection, and have chosen green or low carbon dioxide emission tariffs [6]. Some researchers believe that many consumers will initially receive IHDs for free as tools necessary for conscious use of electricity, in the framework of a smart grid related roll out or research programmes. It’s been noted that data presented on In-home displays are oriented mainly to men. However, it is women and children who tend to turn off useless lights and other redundant appliances. Studies have revealed little impact of displayed information on women, who often have certain expectations in terms of comfort and cleanliness in their households [1]. Another research project involved a pilot deployment of smart meters and IHD at customer premises with the option of disabling the alarm used to alert the user to the level of energy consumption [5]. The alarm system consisted of wall panels with a display tied up with a smart meter, which triggered the alarm if the household consumption exceeded a present limit during the twenty-four hours. Customers reviewed that they did not want the alarm that alerts them to high consumption level, and instead they would prefer to interact with the smart meter at their convenience. At a research project in North Carolina in the USA in-home displays of the Fitch Energy Monitor (FEM) type were used, functionally similar to IHD. The displays had been installed in homes, but the customers were not informed that they were involved in the research, and that they would be monitored. It was noted that the customer reduced their energy consumption by ca. 12% on average. In another project in Canada Residential Electricity Cost Speedometer (RECS) displays that feature very fast displayed data refresh. The updates were performed every 0.6 second. RECS were installed in 25 households, displayed detailed information on the energy consumption and its costs, depending on the appliance (cooker, refrigerator, dishwasher, dryer, lighting). Also displayed were details of the savings in energy costs in the last hour. The electricity consumption was measured for 60 days. Average savings of 12.9% were noted [3]. Conclusions from some studies suggest that people cannot do two things simultaneously. Yes, you can drive a car and talk, but it is difficult, for example, to follow two conversations simultaneously. Similarly, it is difficult to cook a meal and watch and analyse the data presented in an in-home display. This may mean that some people will look at the display only when they have completed their cooking. Similarly, some customers would occasionally look at the display to get feedback on their daily or weekly energy consumption, and then they would analyse on their own the information so acquired [3]. 47

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

Most of the research on the effectiveness of direct impact of, and customer response to, information provided by IHD show that the actual average energy savings amount to 2–15%. The research covered displays with diverse designs and structures. It was supported with details of the customers’ location and demographic diversity. The results, however, it cannot be representative of the entire population. Moreover, some studies lasted only a few months, while others were longer. These differences make it difficult to draw solid conclusions and analogies between individually obtained results, and thus isolate the impact of a single data presentation on specific consumer behaviour. Until now, there were no relevant large-scale studies lasting more than two years. This means that there is no quantitative evidence relating to the displays’ lasting impact on customers. During a two-year research project in Ontario some useful information on the use of IHD was obtained. At the end of the experiment it was found that almost one-third of the surveyed consumers, who had access to an in-home display, decided not to use it for the duration of the research project. During a trial period the customers may be more energy efficient than ordinary users. It follows from the surveys that [6]: • 76% respondents admitted that they lowered the temperature on the thermostat • 74% paid more attention to opening windows • 65% cleaned stove filters • 43% thermally insulated their water heaters (typical heater always keeps 20–60 litres of water at the ready). Such a water reservoir is hot and cools down from the lower ambient temperature ca. 10% of the energy can be easily saved by applying thermal insulation to it, such as a fibreglass insulation blanket. No such alteration requires permanent use of IHD. This suggests that long-term changes in behaviour may be caused by shortterm use of IHD. The displays help users make sense of their energy and gas tariffs. Although there is no evidence yet of lasting IHD impact on energy consumption, it seems that in this respect the market is still in its infancy, and user preferences may change with the technology development [6]. Some survey respondents, the elderly, expressed concerns about the possibility to disable or reprogram their appliances, which they need to keep warm and healthy. As regards electricity, this is less of a problem, unless it is used for heating. Some consumers with modest means already now do not heat their homes enough [6]. It is important to realize that energy rationing is a serious problem. Certainly providing IHDs or rejecting vulnerable consumers’ opinions is not a solution. It should be believed that the displays can play an important role in the provision of indigent customers; they can help them save money on energy bills and get out of fuel poverty. The risk of energy rationing for vulnerable customers may be reduced if the customers are provided with feedback on their consumption and the power system condition.

Where electricity is used to heat homes, the role of IHD seems atypical. Because heating predominates the entire energy consumption, such considerable predominance of a single service’s energy consumption may obscure minor austerity and rationalisation measures undertaken by the consumer with respect to the use of other appliances, and make them virtually unnoticeable on the screen. The displays should take account of the possibility of such a situation and provide the consumer with options to adjust the overall energy consumption, and to subtract from it the portion consumed by the most energyintensive appliances [6]. Where colour codes are used in displays, it should be borne in mind that different people may differently perceive the colours. For example, men often see fewer colours than women, so they may need a different colour palette. It should also take into account that some in-home display users may be colour blind. In interaction with a display, users represent three possible types of reading its content [3]: quantitative – user receives or looks for numerical data checking – user follows the rate of changes occurring on the display dependencies – user identifies direct relation between appliance control and displayed data.

5. Possible threats According to some researchers, the point is not to provide customers with in-home displays that deliver a lot of data, as it may confuse them. Experts in the field call the possible threats “golden handles”. It is about providing customers at a low price with advanced and costly technologies, which customers neither need, nor use, an even if use, do not appreciate and neglect. Already now many users, e.g. of smartphones, use only a few their features. Almost all businesses in the energy industry have implemented most of the applications of MS Office environment. And yet they utilise no more than 10% of their functionalities. This leads to the conclusion that even if all software elements have been implemented, their vast majority is not fully integrated. Thus, there is a problem of limited utilisation of purchased solutions’ functionality. As a consequence, very rich functionalities are implemented without reflection as to their optimal use [11]. The feature-rich IHDs are associated with the need to implement more technologically advanced and more expensive advanced metering infrastructure. And it also implies more frequent and more expensive maintenance of the AMI and IHDs. For such users cheaper and simpler solutions would suffice. If users themselves pay for such solutions, service providers and/ or device vendors encourage them to buy more expensive and functionally richer products. Some customers, however, prefer simpler solutions. They would have been made happy against their will, and additionally would have to incur the costs of such deployment. A substantial issue related to smart grid and in-home display deployment is a progressive process of population ageing.

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

6. Final conclusions One can conclude from completed research projects that an in-home display interoperable with a smart electricity meter is an essential element of smart metering systems. These devices can be much more functionally advanced than just showing the actual power intake and historical energy consumption data at selected time intervals, with a specific period of data aggregation, such as one hour or 15 minutes worth of data. It is known, however, that just as there are different energy consumers, so their displays need to be diversified. They should be adapted to the specific user. Some users prefer simple devices, some other show interest in advanced features. This is also the case with regard to mobile phone displays, since some owners of functionally advanced devices utilize only about 10% of their capabilities. They had tested some advanced features and found that they didn’t meet their expectations. Some features have never been activated. One of the in-home display deployment concepts assumes that consumers will be provided with functionally simple devices free of charge. They will select a display from a pool of available devices. If they are interested in hightech displays, they will have to pay for them. REFERENCES

1. Strengers Y., Smart Metering Demand Management Programs: Challenging the Comfort and Cleanliness Habitus of Households, RMIT University, Australian Housing and Urban Research Institute, OZCHI ’08 Proceedings of the 20th Australasian Conference on Computer-Human Interaction: Designing for Habitus and Habitat, ACM New York, NY, USA ©2008, pp. 9–16. 2. Choi T.S., Analysis of Energy Savings using Smart Metering System and IHD (In-Home Display), Transmission & Distribution Conference & Exposition: Asia and Pacifc, 2009, pp. 1–4.

3. Wood G., Newborough M., Dynamic energy-consumption indicators for domestic appliances: environment, behaviour and design, Energy and Buildings 2003, No. 35, pp. 821–841, Elsevier Science B.V. 4. Zeifman M., Disaggregation of home energy display data using probabilistic approach, 2012 IEEE International Conference on Consumer Electronics (ICCE), IEEE Transactions on Consumer Electronics 2012, No. 1. 5. OFGEM: ENERGY DEMAND RESEARCH PROJECT, Review of progress for period September 2008 – March 2009. 6. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: In-Home Display, 27.06.2010. 7. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Consumer Protection, 27.06.2010. 8. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Statement of Design Requirements, 27.06.2010. 9. The position of the President of the ERO on the necessary requirements for smart metering and billing systems deployed by DSOs, taking account of the objective function and the proposed support mechanisms at the postulated market model, Warsaw, 31.05.2011. 10. Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce, ETAP I: Opracowanie przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów DSR, PSE, [Development of a model of DSR mechanisms implementation in the energy market in Poland, STAGE I: Revuew of DSR mechanisms currently in place], PSE Konstancin-Jeziorna, 14.12.2009. 11. Jabłońska M.R., Ku zielonym, inteligentnym miastom [Towards green smart cities], Smart Grid Polska 2012, No. 3. 12. Adach R., Zapomniany świat: optymalne wykorzystanie środowiska końcowego użytkownika [The forgotten world: the optimum use of end user environment], PTPiREE, IX Conference “Information systems in the power industry” SIwE ’10. 13. Jeju Island Smart Grid Test-Bed, Developing Next Generation Utility Networks, GSMA, South Korea [online], www.gsma.com, September 2012.

Krzysztof Billewicz Wrocław University of Technology e-mail: krzysztof.billewicz@pwr.wroc.pl | www.krzysztofbillewicz.pl An assistant professor at the Electric Power Institute at Wroclaw University of Technology. Previously employed in: Regional Office of Weights and Measures, IASE Institute of Power Systems Automation, and WINUEL SA Sygnity Group. Author of scores of scientific publications and the book ”Smart Metering. Inteligentny System Pomiarowy” (PWN Polish Scientific Publishers, 2012). Research interests: smart grids, smart metering, energy demand management, digital security of smart grids, data processing in metering and billing systems.

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 43–49

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 43–49. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wyświetlacz domowy IHD – przegląd doświadczeń z projektów badawczych Autor

Krzysztof Billewicz

Słowa kluczowe

wyświetlacz domowy, inteligentny licznik energii, inteligentny system pomiarowy

Streszczenie

Istnieje wiele opracowań na temat inteligentnych systemów pomiarowych. Celem Smart Meteringu nie jest jedynie automatyzacja rozliczeń i dwukierunkowa komunikacja z inteligentnym licznikiem. Miarą sukcesu wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych jest stopień zaangażowania klienta – odbiorcy i jego współpraca z przedsiębiorstwami energetycznymi, a także w konsekwencji takiego zaangażowania płynąca zmiana jego nawyków korzystania z energii elektrycznej. Autor artykułu skupia się na jednym urządzeniu inteligentnych systemów pomiarowych – na wyświetlaczu domowym. Charakteryzuje jego funkcje oraz przedstawia międzynarodowe doświadczenia płynące z projektów badawczych oraz wnioski z opracowań.

1. Wprowadzenie W tej chwili odbiorcy mimowolnie wpływają w zasadniczy sposób na funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego, który musi nadążyć z zapewnieniem generacji takiej ilości energii, na jaką zapotrzebowanie „zgłaszają” klienci. Wielu badaczy podkreśla, że sukces wdrożenia inteligentnych sieci ogłosić będzie można wówczas, kiedy bierny odbiorca energii przekształci się w aktywnego prosumenta. Oczekuje się, że już na poziomie pojedynczego gospodarstwa domowego odbiorca rozpocznie efektywne zarządzanie swoim zapotrzebowaniem na energię elektryczną [11]. Aby do tego doszło, musi on zostać wyposażony w odpowiednie narzędzia, które umożliwią mu takie zaangażowanie. Podstawowym urządzeniem do tego służącym jest inteligentny licznik energii. Inteligentne sieci w pełni zrealizują swój potencjał tylko wówczas, gdy odbiorcy w gospodarstwach domowych i w przedsiębiorstwach zmienią się z biernych konsumentów energii elektrycznej na dobrze poinformowanych i proaktywnych użytkowników systemów zarządzania energią. Taka zmiana wiąże się z wprowadzeniem bezpośrednio do domu odbiorców nowych urządzeń, umożliwiających dokonywanie analizy w czasie rzeczywistym danych o zużyciu energii, i należy włożyć znaczny wysiłek, aby nauczyć klientów inteligentnych sieci, w jaki sposób można i należy korzystać z nowych systemów [13]. Oczekuje się, że znaczna część korzyści płynących z inteligentnych systemów pomiarowych będzie pochodzić z racjonalizacji zużycia energii poprzez obniżenie konsumpcji energii lub przesunięcie zużycia paliwa z okresów szczytowego zapotrzebowania. Dlatego wyświetlacz domowy jest tak ważnym urządzeniem w promowaniu większej świadomości konsumentów odnośnie ich zużycia energii [6]. W niektórych krajach zauważono, że liczniki energii znajdują się w trudno dostępnych miejscach, przez co utrudniona jest interakcja z klientami. Dlatego konieczne jest zastosowanie wyświetlaczy domowych IHD (ang. in-home display), które duplikują niektóre wymagane funkcje licznika [8].

Informacja o zużyciu energii musi być dostarczona do odbiorcy, a nie na klatkę schodową, gdzie znajduje się licznik. Odbiorca musi bezpośrednio otrzymać informację o zużyciu. Czasami, aby określić takie urządzenia, stosuje się nazwy: domowy wyświetlacz energii HED (ang. home energy display). Dostarczenie odbiorcy dodatkowego wyświetlacza podwyższa koszty instalacji urządzeń pomiarowych i całego systemu, z drugiej strony rekompensuje brak licznika w lokalu mieszkalnym. Zastosowanie takiego urządzenia zwiększa funkcjonalność co do możliwości prezentowania odbiorcy danych pomiarowych. Informacje wyświetlane przez IHD mają na celu nie tylko informować konsumentów, ale również motywować ich do bardziej efektywnego wykorzystywania energii. Przewiduje się również możliwość przekazywania informacji (np. sygnałów cenowych, danych o zużyciu energii lub aktualnym poborze mocy) od sprzedawcy energii lub operatora do odbiorcy. Wyświetlacz domowy jest dobrym narzędziem mogącym służyć do tego celu. 2. Aktualny stan wiedzy 2.1. Cel wprowadzania wyświetlaczy domowych Celem instalowania wyświetlaczy jest pokazanie konsumentom, ile energii zużywają, jakie to pociąga za sobą koszty oraz umożliwienie im dokonywania świadomego wyboru co do zużywania energii. Zakłada się, że wyświetlacze domowe mogą pomóc klientom zaoszczędzić pieniądze i zmniejszyć emisję dwutlenku węgla do środowiska. Wyświetlacz IHD dostarcza klientom w czasie rzeczywistym informację o ich zużyciu energii. Taka wiedza może: • pomóc konsumentom zrozumieć i zmienić swoje nawyki związane z użytkowaniem energii • przyczynić się do zmniejszenia wysokości rachunków za energię • przyczynić się do zredukowania emisji dwutlenku węgla. Wyświetlacz domowy jest niezbędnym narzędziem do efektywnego zarządzania zużyciem energii przez część odbiorców.

2.2. Czy wg regulatora energetyki wyświetlacz domowy jest potrzebny? Zdaniem prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) wyposażenie klienta w prosty wyświetlacz, który zostałby zintegrowany z licznikiem lub byłby zlokalizowany w bardziej dogodnym miejscu, nie jest rozwiązaniem satysfakcjonującym. Prezes URE jest zdania, że istnieje znaczna populacja odbiorców, od których nie można oczekiwać świadomego, trwałego uczestnictwa w programach DR – reakcji strony popytowej. Z tego względu istnieje więc zapotrzebowanie na wyposażenie odbiorców nie tylko w inteligentny licznik, ale i narzędzie, które pozwoli w sposób zautomatyzowany przenieść napływające z systemu sygnały na konkretne działania w zakresie wykorzystania posiadanych odbiorników, bez ingerencji w ich konstrukcję [9]. Brytyjski regulator energetyki OFGEM postanowił, że wszystkie gospodarstwa domowe powinny być wyposażone w wyświetlacze domowe IHD oraz określił minimalne wymagania w stosunku do tych urządzeń. Założenie takie jest oparte na poglądzie, że powszechne wdrożenie wyświetlaczy domowych będzie w całej populacji promować zaangażowanie konsumentów i przyczyni się do uzyskania oszczędności zużycia energii i emisji dwutlenku węgla. Przedsiębiorstwo obrotu (energia elektryczna lub gaz), które jako pierwsze będzie instalować inteligentny licznik w obiekcie, będzie miało obowiązek dostarczenia wyświetlacza IHD. Wyświetlacze muszą być zgodne z wymaganiami określonymi w specyfikacjach technicznych. Drugie przedsiębiorstwo obrotu, instalując drugi inteligentny licznik np. gazu, nie musi instalować dodatkowego wyświetlacza, ponieważ ten został już zainstalowany, będzie mógł z powodzeniem oprócz dotychczasowych informacji, wyświetlać również te związane ze zużyciem gazu. Sprzedawca energii będzie również zapewniał główny punkt kontaktowy obsługi klienta w razie pojawienia się większości problemów użytkowników z inteligentnymi licznikami lub wyświetlaczami domowymi [6]. W Korei Południowej w prowincji Czedżu (ang. Jeju) realizowany jest projekt

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 43–49

demonstracyjny inteligentnej sieci elektroenergetycznej (ang. Jeju Smart Grid Demonstration Project). Czedżu to największa wyspa Korei Południowej, jednocześnie najmniejsza jej prowincja. Ta wyspa pochodzenia wulkanicznego jest popularnym miejscem turystycznym. Panuje tam wietrzny klimat, dlatego jest idealnym miejscem do testowania koncepcji rozproszonego wytwarzania energii i wykorzystania mikrosieci. Jeju Smart Grid jest to poligon doświadczalny, gdzie zostanie wdrożona największa na świecie inteligentna sieć dla całego społeczeństwa, wszystkich mieszkańców tej wyspy. Takie wdrożenie umożliwi testowanie najbardziej zaawansowanych technologii Smart Grid oraz sprawdzenie wyników prac badawczo-rozwojowych, jak również rozwinięcie modeli biznesowych [13]. Jeden etap projektu obejmuje 6 tys. mieszkań. Zakłada się, że mieszkańcy będą mogli przeglądać własne dane o zużyciu energii na czterech różnych ekranach, takich jak: wyświetlacze domowe IHD (ang. in-home displays), telewizory, tablety, smartfony. Rząd Korei Płd. planuje do 2030 roku zaangażowanie 30% wszystkich obywateli, którzy generowaliby energię na własne potrzeby i byli rozliczani wg taryf za energię z ceną zmienną w czasie rzeczywistym RTP (ang. real-time pricing). Przykładowo wg rocznika statystycznego Czedżu z 2010 roku (2010 Jeju Statistical Yearbook) wynikało, że w obszarze miasteczka Gujwa-eup spośród 3282 mieszkających tam ludzi aż 44% z nich było w wieku powyżej 65 lat. To właśnie ich trzeba przekonać, aby zrozumieli idee inteligentnych sieci elektroenergetycznych, zrozumieli informacje wyświetlane przez wyświetlacze domowe oraz inteligentne liczniki energii oraz zmienili nawyki korzystania z energii elektrycznej [13]. 3. Charakterystyka wyświetlacza domowego 3.1. Definicja Wyświetlacz domowy IHD (ang. in-home display) jest urządzeniem elektronicznym wyposażonym w monitor, na którym prezentowane są informacje o aktualnym poborze mocy przez odbiorcę lub o jego konsumpcji energii. Wyświetlacz IHD jest częścią inteligentnego systemu pomiarowego. Najczęściej jest on zintegrowany z inteligentnym licznikiem energii. 3.2. Opis funkcjonalny wyświetlacza domowego W niektórych rozwiązaniach zakłada się, że jeden wyświetlacz będzie prezentował również dane z innych liczników, np. gazu, ciepła, wody, ponieważ liczniki takie najczęściej znajdują się w trudno dostępnych miejscach, np. w piwnicy lub w szafkach. Podczas jednego projektu badawczego w Wielkiej Brytanii stwierdzono, że ponad 50% odbiorców nie wiedziało, gdzie znajdowały się ich liczniki gazu i energii, a 45% nie mogło ich odczytywać [3]. Wyświetlacz domowy ulokowany w mieszkaniu będzie dla konsumentów najbardziej widocznym elementem inteligentnego systemu pomiarowego. IHD posiada kolorowy dotykowy wyświetlacz wysokiej rozdzielczości oraz bogatą funkcjonalność. Dane na wyświetlaczu powinny być prezentowane w formie wizualnej, a nie numerycznej, żeby umożliwić odbiorcom

Informacje o zużyciu energii

• Bieżący pobór mocy oraz zużycie energii dla okresów: dzień / tydzień / miesiąc / okres rozliczeniowy • Należność do zapłaty za zużycie energii w bieżącym miesiącu, może być prezentowana w formie salda konta (kredyt lub debet) • Szacowana wartość rachunku za energię w bieżącym miesiącu • Bieżący współczynnik mocy • Tendencja zużycia – rosnąca czy malejąca

Dane statystyczne

• Wykres poboru mocy w czasie • Zużycie ilościowe energii w poprzednim miesiącu • Porównanie bieżącego zużycia ze zużyciem z poprzedniego wybranego okresu • Należność do zapłaty za zużycie energii w poprzednim okresie rozliczeniowym • Roczne zużycie energii • Średni pobór mocy dla osób z tej samej grupy, np. taryfowej • Średnia płatność za energię dla osób z tej samej grupy, np. taryfowej

Inne

• Data i czas oraz dzień tygodnia (czas zsynchronizowany z innymi inteligentnymi komponentami systemu pomiarowego) • Taryfa energetyczna odbiorcy • Dane nt. mikrogeneracji (ilość energii elektrycznej oddawanej do sieci) • Status połączenia (do komunikacji) z licznikiem • Informacje o pogodzie i temperaturze otrzymane z instytutu meteorologicznego • Wielkość emisji dwutlenku węgla • Drobne informacje o sposobie oszczędzania energii

Tab. 1. Informacje wyświetlane przez wyświetlacz IHD [2, 6]

łatwe odróżnienie dużego poboru mocy od małego. Ponadto odbiorcy dużo lepiej rozumieją informacje o zużyciu energii prezentowane jako kwota w walucie lokalnej niż jako ilość energii w kWh. Oczywiście dochodzą jeszcze: sposób rozliczania – kredytowo czy przedpłatowo (ang. credit or prepayment mode), kwestia opłat stałych, rabatów i bonifikat, podatku VAT, akcyzy itp. Zaprezentowanie takich danych w czytelny sposób jest niewątpliwie wyzwaniem dla producentów wyświetlaczy domowych [6]. Wizualna, nienumeryczna informacja zwrotna daje konsumentowi wiedzę bez konieczności szczegółowej uwagi. Może ona jednak również niepotrzebnie niepokoić niektórych użytkowników i potencjalnie przyczynić się do ograniczania wykorzystania przez nich energii do poziomów, które mogą niekorzystnie wpływać na ich zdrowie i jakość życia. Dlatego warto rozważyć możliwość czasowego wyłączenia wskaźników w sytuacjach, kiedy wywołują niepokój lub szkodliwe zachowania [7]. Informacje prezentowane na bieżąco mogą być wykorzystane przez klientów, aby umożliwić im wyizolowanie wpływu działań określonych odbiorników. Konsumenci są bowiem w stanie wykorzystać sprzężenie zwrotne w celu szybkiej identyfikacji możliwości oszczędzania energii i tym samym ograniczyć straty energii. Jednakże istnieją technologiczne ograniczenia, które utrudniają dostarczanie w czasie rzeczywistym informacji do IHD. Ograniczenia różnią się dla gazu i dla energii elektrycznej. W przypadku gazu ograniczenie powstaje w wyniku żywotności baterii gazomierza. Aby wysłać aktualizację do IHD, układ komunikacyjny w gazomierzu musi „obudzić się” i nadać komunikat zawierający informacje o zużyciu. Wysyłanie takich danych częściej niż raz na 15 minut może spowodować, że bateria wyczerpie się przed oszacowanym czasem życia wynoszącym 15 lat. W zakresie informacji elektrycznej ograniczenie jest zależne od możliwości technicznych rozwiązań komunikacyjnych. Obecnie stosowane rozwiązania są w stanie wysyłać aktualizację co 5 sekund [6].

Zbiorcza informacja o należnościach i wysokościach rachunków jest przydatna do planowania budżetu [6]. Zauważono, że konsumenci są zainteresowani porównaniem swojego zużycia w wybranych okresach. Pozwala to im na rozpoznanie trendów w konsumpcji energii w czasie i na ustalenie, co mogło spowodować jakiekolwiek zmiany (np. nowa osoba w gospodarstwie domowym, nowy kocioł lub urządzenie, nowe okna, ocieplenie budynku, zastosowanie ogrzewania elektrycznego, rozbudowa domu). Dane historyczne powinny być przechowywane przez okres jednego roku. Umożliwia to lepsze wykorzystanie ich do porównywania zużycia w różnych okresach czasu [6]. Niektórzy postulują, aby wszystkie inteligentne liczniki energii rejestrowały przepływ energii w dwie strony – podczas pobierania energii przez odbiorcę oraz podczas jej oddawania do sieci. Informacje takie powinien wtedy również prezentować wyświetlacz domowy. Jednak biorąc pod uwagę obecny niski udział mikrogeneracji, należy rozważyć, czy prezentowanie takich danych na każdym wyświetlaczu jest zasadne. Raczej zakłada się, że rozbudowany wyświetlacz domowy obsługujący mikrogenerację będzie dostarczony jako część zakupionego przez klienta pakietu mikrogeneracji [6]. 3.3. Czytelność przekazywanych informacji Inteligentne systemy pomiarowe, w których będą wykorzystywane wyświetlacze domowe, spowodują zmianę w ilości informacji dostępnych dla konsumentów o ich zużyciu energii elektrycznej oraz w niektórych przypadkach również i gazu. Dlatego to właśnie konsumenci powinni wybrać, jaki sposób prezentacji takich danych najbardziej im odpowiada. Wyświetlacze domowe przykładowo mogą wykorzystywać system kolorów, gdzie czerwony oznacza, że stawka za energię elektryczną wzrosła, ponieważ jest to czas szczytowego zapotrzebowania. Taki mechanizm można wykorzystywać w taryfach wielostrefowych w celu podkreślenia obowiązywania droższej stawki cenowej lub taryfach z ceną krytyczną. Stosowanie kolorów

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 43–49

i wskaźników powinno pokazać odbiorcy, co się dzieje, bez konieczności szczegółowej uwagi. Może to pomagać użytkownikowi podczas bardzo dużego zużycia energii (poboru mocy). Takie informacje mogą być bardzo przydatne dla konsumentów o niskich umiejętnościach liczenia lub takich, którzy nie potrafią prawidłowo interpretować danych liczbowych [6]. Bardzo ważne jest to, aby wyświetlacz domowy IHD zapewnił klientom potrzebne im informacje w łatwo dostępnej formie. Dla odbiorców ważna jest prezentacja kosztu energii (w PLN), a nie zużycia (w kWh). Wyświetlacz domowy w zasadzie nie przynosi korzyści przedsiębiorstwu dystrybucyjnemu, ponieważ efektywniejsze korzystanie z energii elektrycznej przez odbiorców nie przynosi oszczędności w takim przedsiębiorstwie. Dodatkowo mniejsze zużycie energii elektrycznej oznacza mniejszą ilość energii dostarczonej do odbiorców, w konsekwencji przekłada się to na niższe przychody. 3.4. Niektóre wytyczne brytyjskiego regulatora energetyki odnośnie wyświetlaczy domowych W Wielkiej Brytanii podmiotem odpowiedzialnym za dostarczenie inteligentnego licznika (zarówno dla gazu, jak i energii elektrycznej) oraz wyświetlacza energii jest przedsiębiorstwo obrotu – sprzedawca energii. Wyświetlacz powinien bez problemu komunikować się zarówno z inteligentnym licznikiem energii, jak również z inteligentnym gazomierzem. Brytyjski regulator energetyki jest świadomy, że promowanie konkurencji w dostarczaniu IHD będzie nadal zachęcać do innowacyjności w tej dziedzinie oraz do gwałtownych zmian technologicznych. Ponadto uważa się, że można wiele zyskać w zakresie kosztów dzięki korzyściom skali wynikającym z masowej produkcji i zakupów [6]. Brytyjski regulator energetyki zakazuje pobierania opłat z góry za zainstalowanie u klienta inteligentnego licznika wraz z wyświetlaczem domowym. Zakłada jednak, że znajdą się klienci, którzy będą chcieli z góry zapłacić za IHD z zaawansowanymi funkcjami. W przypadku wyświetlaczy domowych na początku głównym płatnikiem byłby operator sieci lub, tak jest to w Wielkiej Brytanii, sprzedawca energii. Oczywiście potem mógłby takie koszty inwestycyjne przenieść do stawek opłat w taryfie. Kolejnym zagadnieniem jest kwestia utrzymywania i serwisowania wyświetlaczy przez sprzedawcę energii oraz zapewnienie nowszych wersji IHD w miarę rozwoju technologicznego, posiadania większej wiedzy, dostępu do nowych wyników badań oraz zdobywania doświadczenia i informacji zwrotnych od klientów. Można wyróżnić możliwe zobowiązania sprzedawcy energii w stosunku do wyświetlaczy domowych [6]: • krótkotrwałe, czyli utrzymanie i serwisowanie przez okres pierwszego roku • długotrwałe, czyli trwały obowiązek do serwisowania IHD, obecnie trudno określić horyzont czasowy takich działań. Podczas gdy na początku odbiorcy mogą osiągnąć pewne korzyści z użytkowania wyświetlaczy, to po pewnym czasie opadnie ich entuzjazm lub zmaleje zainteresowanie,

ponieważ dużo trudniej będzie zaoszczędzić zauważalne ilości energii. Użytkowanie wyświetlaczy IHD będzie wiązało się z kosztami ich utrzymania, nie przynosząc użytkownikom zysków netto. Stąd trwałe zobowiązanie sprzedawcy energii do utrzymywania i serwisowania wyświetlaczy domowych nie znajduje uzasadnienia [6]. Aby zachęcić do innowacji i zwiększenia elastyczności dla przyszłego rozwoju w tym obszarze, przedsiębiorstwa obrotu nie powinny podlegać trwałemu zobowiązaniu, ale powinny być odpowiedzialne za utrzymanie i zastąpienie IHD przez rok po instalacji inteligentnych liczników. Po tym czasie koszty serwisowania spadną na użytkowników wyświetlaczy domowych, którzy ponadto będą mogli kupić nowsze urządzenia zarówno od dotychczasowego przedsiębiorstwa obrotu, jak również od innych sprzedawców [6]. W Wielkiej Brytanii stawia się na to, aby odbiorca miał możliwość wyboru, który sprzedawca energii elektrycznej czy gazu ma mu dostarczyć wyświetlacz domowy. Jeśli odbiorca otrzyma dwa wyświetlacze i będzie mógł wybrać lepszy, z jednej strony wzrośnie świadomość konsumencka, z drugiej rozwój nowoczesnych technologii [6]. 4. Wytyczne funkcjonalne 4.1. Różnicowanie oferty IHD dla różnych grup odbiorców Trzeba podkreślić, że nie jest tak, iż jeden typ wyświetlacza domowego jest najbardziej optymalnym rozwiązaniem dla wszystkich odbiorców. Dlatego też zakłada się, że przedsiębiorstwa obrotu muszą różnicować swoją ofertę poprzez dostosowanie sprzętu do określonych grup odbiorców. W wyniku tego można będzie osiągnąć największe korzyści dzięki umożliwieniu odbiorcom dokonania wyboru wyświetlacza oraz, w konsekwencji, na najbardziej dopasowanej informacji zwrotnej będącej bodźcem do zmian nawyków odbiorców w zakresie korzystania z energii elektrycznej. Ze względu na korzyści wynikające z oszczędności energii, które będzie ułatwione dzięki IHD, bardzo ważne jest zapewnienie, aby wszyscy odbiorcy mieli dostęp przynajmniej do minimum informacji prezentowanych przez wyświetlacz domowy. Dodatkowo zaleca się, aby odbiorcy otrzymywali wyświetlacze na życzenie, bez ponoszenia kosztów z góry. W Wielkiej Brytanii wymóg taki będzie trwał przez okres jednego roku po rozpoczęciu obowiązkowego wdrożenia. Sprzedawcy będą musieli poinformować klientów o ich prawach w tym zakresie. Oczywiście sposób informowania jest dowolny, np. za pośrednictwem poczty. Jeżeli takie informacje byłyby przekazywane podczas wizyty domowej, wiązałoby się to z kosztami dla przedsiębiorstw obrotu oraz mogłoby być krępujące dla niektórych klientów, którzy czuliby się nagabywani przez domokrążców-handlowców, co zniechęciłoby ich do zainteresowania się ofertą [6]. Warto jednak wyciągnąć maksimum korzyści płynącej z każdej, jednej wizyty instalacyjnej, np. gdy konsumenci wyraziliby zainteresowanie uzyskaniem dodatkowych informacji lub produktów, sprzedawca energii mógłby je dostarczyć. Chodzi o to, aby z jednej strony zapewnić szeroki asortyment towarów i usług, które muszą

być w jakiś sposób przedstawione, zaoferowane użytkownikowi i sprzedane, z drugiej zaś istotne jest ograniczenie niesprawiedliwego handlu, wprowadzenie zakazu świadczenia usług nieprawdziwych lub wprowadzania w błąd klienta, a także ograniczenia korzystania z agresywnych praktyk sprzedaży [7]. Pojawia się kwestia równości w odniesieniu do wyświetlanych informacji. Przykładowo lokalizacja wyświetlacza w gospodarstwie domowym musi powodować, że informacje będą łatwo dostępne dla tych konsumentów. Dlatego jest bardzo ważne, żeby klienci mogli wybrać najbardziej optymalną dla siebie lokalizację na umieszczenie wyświetlacza w mieszkaniu. W zakresie projektowania interfejsu graficznego ważne jest, aby był on również odpowiedni dla osób niepełnosprawnych, w tym z zaburzeniami widzenia, niedosłyszących, osób niepełnosprawnych ruchowo, jak również dla osób z niskimi umiejętnościami pisania, czytania i liczenia. Dlatego należy oczekiwać od dostawców urządzeń, aby brali pod uwagę potrzeby osób niepełnosprawnych, zapewniając im odpowiednie dla nich urządzenie wyświetlające. Z myślą o osobach niepełnosprawnych wymienić trzeba kilka istotnych wymagań konstrukcyjnych wobec IHD [6]: • duży ekran i rozmiar czcionki • duże, dotykowe przyciski • informacja zwrotna pisana prostym językiem • wyjście audio (specjalnie dla osób niewidomych). 4.2. Wyświetlacze przenośne Niektóre wyniki badań pokazują, że część konsumentów preferuje otrzymywać informacje o zużyciu energii elektrycznej na wyświetlaczach przenośnych. Dzięki temu konsumenci mogą przenieść IHD z jednego pokoju do drugiego i zobaczyć np. skutki włączania i wyłączania jakiegoś urządzenia. Sprzyja to poglądowi, że konsumenci wykorzystują informacje na temat bieżącej konsumpcji w celu szybkiej identyfikacji możliwości oszczędzania energii (np. wyłączenie światła, niepozostawianie urządzeń w trybie czuwania). Istnieją również dowody na to, że przenoszenie wyświetlacza może odzwierciedlać krótkoterminowe zainteresowanie konsumentów prezentowanymi informacjami. Natomiast brak wyników badań pokazujących skuteczność długotrwałej zmiany nawyków przez odbiorców dzięki możliwości przenoszenia wyświetlacza IHD. Jeżeli możliwość przenoszenia stanie się minimalnym wymogiem stawianym wdrażanym wyświetlaczom domowym, będzie to oznaczać konieczność zastosowania zasilania ich nie z sieci elektrycznej, tylko z baterii lub ładowanych akumulatorów. Jeżeli byłyby to dwa akumulatory AA, to powinny one przez tydzień zapewnić pracę wyświetlacza, przed koniecznością ponownego ich ładowania. Jeżeli stosowane byłyby tam ładowalne akumulatory, to należałoby je wymieniać co 12 miesięcy. Dlatego w Wielkiej Brytanii niektóre grupy konsumentów, sprzedawców energii i producentów wyświetlaczy ostrzegają, że IHD zasilane z baterii bez ładowania będą prowadzić do zwiększenia kosztów ponoszonych przez konsumentów

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 43–49

i zanieczyszczenia dla środowiska (konieczność utylizacji dziesiątków milionów baterii AA rocznie). Ponadto wprowadzenie wymagania opcjonalnego zasilania bateryjnego podwyższy cenę urządzenia. Podczas przenoszenia wyświetlacza z pomieszczenia do pomieszczenia może się zdarzyć, że w którymś miejscu moc sygnału i dostępność punktu zasilania będą za małe. Dlatego należy liczyć się również z takimi ograniczeniami. Uwzględniając te argumenty, brytyjski regulator nie określa możliwości przenoszenia wyświetlacza jako minimalnego wymogu [6]. 4.3. Wiadomości przekazywane przez IHD Niektóre wyświetlacze mogą odbierać i przekazywać odbiorcy krótkie wiadomości tekstowe, np. sygnalizujące o zagrożeniu przeciążeniem systemu elektroenergetycznego i cenach krytycznych lub ograniczeniach w poborze mocy. Należy jednak prawnie zadbać, aby nie były tam wysyłane niepożądane informacje marketingowe. Takie wiadomości mogą prowadzić do ignorowania wyświetlaczy IHD przez konsumentów, podważając w ten sposób korzyści możliwe do osiągnięcia. Z drugiej strony można wykorzystać wyświetlacz domowy jako kanał informacyjny do przekazywania przez sprzedawcę energii lub upoważnione podmioty (osoby trzecie) oferty nowych produktów i usług czy porad [7]. Należy jednak pamiętać, że marketing może zniechęcać konsumentów do czerpania informacji z IHD, podważając centralne korzyści pochodzące z wykorzystania IHD w zakresie jego podstawowej roli, jaką jest dostarczanie w czasie rzeczywistym informacji o zużyciu energii. 4.4. Rozpoznawanie wykorzystywanych odbiorników Jednym z obszarów badań jest obecnie rozpoznawanie urządzeń wykorzystywanych w gospodarstwie domowym na podstawie zarejestrowanych wartości mocy czynnej i biernej. Taka funkcja nazywana jest nieinwazyjnym monitorowaniem obciążenia używanych urządzeń NIALM (ang. nonintrusive appliance load monitoring) [4]. Przyrządy pomiarowe z technologią NIALM są wykorzystywane przez przedsiębiorstwa energetyczne do badania konkretnych zastosowań energii elektrycznej w różnych domach. Początkowo wyświetlacze z funkcją NIALM przechodzą proces uczenia się. Proces ten jest uciążliwy i niewygodny, wyświetlacz może podawać nieprawidłowe wyniki albo zadawać pytania, np. czy teraz włączona jest pralka czy zmywarka albo czy program prania został przerwany? Niewątpliwym wyzwaniem staje się skrócony czas życia urządzeń AGD i związana z tym częstsza ich wymiana, przekładająca się na częstsze zaburzanie pracy algorytmów rozpoznawania urządzeń. Aby wyświetlacze właściwie rozpoznawały wykorzystywane urządzenia, bardzo istotną kwestią jest dostarczanie do nich bardzo dokładnych danych. Dane 15-minutowe są za mało dokładne, a algorytmy wykorzystujące takie dane są mało skuteczne. Wraz ze zwiększeniem granulacji pomiarów może zwiększyć się dokładność rozpoznawania urządzeń. Jeden z takich algorytmów jest opatentowany: US Patent 4858141.

Na podstawie zebranych informacji dotyczących pracy domowych odbiorników wyświetlacz IHD mógłby proponować pewne rozwiązania związane z oszczędzaniem energii, np. sugerowałby, żeby zmywarkę uruchamiać wtedy, gdy energia jest tańsza, proponowałby wyłączanie zbędnych odbiorników w godzinach 8.00–16.00 lub w godzinach nocnych, kiedy stwierdzałby, że jedyna zmiana poboru mocy wynika z cykli pracy lodówki. Wyświetlacz, mając dane o cenach energii, mógłby pokazać, jaką kwotę miesięcznie lub rocznie trzeba będzie zapłacić za pozostawianie włączonych takich urządzeń. Oczywiście nie zawsze będzie można stwierdzić, że w stanie czuwania aktualnie znajduje się telewizor, a nie wieża hi-fi. Jednak brak takich danych nie przeszkodzi w oszacowaniu zbędnie zużywanej energii. Informacje o oszczędzaniu i sugestie z tym związane powinny być dostępne na życzenie klienta. Nie powinny się narzucać. Klienci nie akceptują takiej nachalności i najczęściej negatywnie do niej się nastawiają. 4.5. Skuteczność stosowania wyświetlaczy IHD Niektórzy odbiorcy mogą chcieć uzyskać zbiór danych o zużyciu energii i porównywać go do zużywania energii przez innych klientów. Może to prowadzić do pytań typu: twoja lodówka zużywa tyle energii, a moja więcej. Dlaczego tak jest? Na podstawie takich dylematów będzie można zadawać pytania ekspertom lub na forach internetowych. Zauważono, że informowanie odbiorcy na bieżąco o jego konsumpcji energii ma bezpośredni związek ze zwiększeniem efektywności jej wykorzystania, nawet wówczas, gdy odbiorca nie ma dodatkowej zachęty, np. w postaci zróżnicowanych cen w różnych okresach doby. Jest to tzw. efekt Priusa. Można zatem powiedzieć, że taka rola licznika lub wyświetlacza IHD powoduje, że odbiorca zacznie zachowywać się bardziej ekologicznie [10]. Dzięki wyświetlaczom domowym klienci stają się bardziej świadomi, widząc zmieniające się wykresy wskazujące na wzrost poboru mocy w wyniku np. włączenia elektrycznego ogrzewania podłogowego. Wielu klientów nie zdaje sobie sprawy z czynników powodujących wzrost zużycia energii. Zaawansowana infrastruktura pomiarowa AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) to dobre narzędzie pomocne do zrozumienia tego zjawiska. AMI to zintegrowany zbiór elementów: inteligentnych liczników, modułów i systemów komunikacyjnych, koncentratorów i rejestratorów umożliwiających dwukierunkową komunikację za pośrednictwem różnych mediów i różnych technologii, pomiędzy systemem centralnym a wybranymi licznikami. Informacje odnoszące się do emisji dwutlenku węgla mogą mieć pozytywny wpływ na podnoszenie świadomości odnośnie wpływu zużycia energii przez odbiorców na taką emisję. Jednak nieznane są żadne dowody na skuteczność informacji o emisji dwutlenku węgla na oszczędne zużycie energii przez konsumentów. Pomimo że informacje o wielkości emisji kilogramów dwutlenku węgla były dostępne na większości wyświetlaczy stosowanych podczas badań, w dużej mierze zostały zignorowane niemal przez wszystkich uczestników.

Wielkość emisji dwutlenku węgla jest proporcjonalna do ilości spalonego gazu ziemnego, jednak w przypadku zużycia energii ilość zanieczyszczeń waha się i jest zależna od rodzaju generacji energii (oraz rezerwy mocy). Czasami wielkość ta zostaje uśredniona dla całego systemu elektroenergetycznego. Przyjęcie jednak takiego założenia powoduje nieporozumienia z klientami, którzy zdecydowali się na promowanie ochrony środowiska i wybrali taryfy: zielone lub niskiej emisyjności dwutlenku węgla [6]. Niektórzy badacze uważają, że początkowo wielu konsumentów będzie otrzymać wyświetlacze domowe za darmo jako narzędzia konieczne do świadomego wykorzystywania energii elektrycznej, w ramach programów wdrożeniowych lub badawczych związanych z inteligentnymi sieciami. Zauważono, że dane prezentowane na wyświetlaczach IHD były zorientowane głównie na mężczyzn. Jednak to kobiety i dzieci mają tendencję do wyłączania nieprzydatnego oświetlenia oraz innych zbędnych urządzeń domowych. Badania ujawniły niewielki wpływ wyświetlanych informacji na kobiety, które często mają określone oczekiwania w zakresie komfortu i czystości w swoim gospodarstwie domowym [1]. Podczas innego projektu badawczego pilotażowo zainstalowano u odbiorców inteligentne liczniki oraz wyświetlacze IHD z możliwością włączenia alarmu, używanego do ostrzegania użytkownika o poziomie konsumpcji energii [5]. System alarmowy składał się z paneli ściennych z wyświetlaczem powiązanym z inteligentnym licznikiem, który uruchamiał alarm, jeśli w gospodarstwie domowym przekraczano ustalony limit zużycia w okresie dwudziestu czterech godzin. Klienci recenzowali, że nie chcą alarmu, który powiadamia ich o wysokim poziomie konsumpcji, zamiast tego woleliby natomiast współpracować z inteligentnym licznikiem wtedy, kiedy sami chcą. W czasie badań w Płn. Karolinie w USA zastosowano wyświetlacze domowe FEM (ang. Fitch Energii Monitor), podobne funkcjonalnie do IHD. Zostały one zainstalowane w domach, ale odbiorcy nie zostali poinformowani, że biorą udział w badaniach i że będą obserwowani. Zauważono, że odbiorcy średnio zmniejszyli swoje zużycie energii o ok. 12%. Podczas innych badań w Kanadzie u 25 odbiorców zainstalowano wyświetlacze RECS (ang. Residential Electricity Cost Speedometer), których cechą charakterystyczną było bardzo szybkie odświeżanie prezentowanych informacji. Aktualizacja danych dokonywana była w cyklu 0,6 sek. RECS prezentował szczegółowe informacje o zużyciu energii oraz o kosztach z tego wynikających, w zależności od zastosowania (kuchenka, lodówka, zmywarka, suszarka, oświetlenie). Prezentowane tam były informacje o osiągniętych oszczędnościach kosztów energii w ostatniej godzinie. Zużycie energii elektrycznej mierzono przez 60 dni. Zauważono średnie oszczędności rzędu 12,9% [3]. Wnioski płynące z niektórych badań sugerują, że ludzie nie mogą robić dwóch rzeczy jednocześnie w tym samym czasie. Owszem, można kierować samochodem i rozmawiać, ale trudno jest np. podsłuchać dwie rozmowy jednocześnie. Analogicznie, trudno jest

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 43–49

gotować posiłek oraz przyglądać się i analizować dane prezentowane na wyświetlaczu domowym. Może to oznaczać, że niektóre osoby będą patrzeć na wyświetlacz, dopiero wtedy, kiedy skończą już gotowanie potraw. Podobnie niektórzy odbiorcy będą spoglądać sporadycznie na wyświetlacz, aby uzyskać opinię na temat dziennego lub tygodniowego zużycia energii, a następnie same będą dokonywały analizy uzyskanych informacji [3]. Większość badań dotyczących skuteczności bezpośredniego oddziaływania i reakcji odbiorców na informacje przekazywane przez IHD pokazały, że średnie oszczędności energii uzyskane dzięki nim wynoszą 2–15%. Wykorzystywano tam wyświetlacze zróżnicowane pod względem konstrukcji i struktury. Posiłkowano się wiedzą o zróżnicowaniu lokalizacyjnym oraz demograficznym odbiorców. Wyniki nie mogą być jednak reprezentatywne dla całej populacji. Ponadto niektóre badania trwały tylko kilka miesięcy, podczas gdy inne były dłuższe. Te różnice sprawiają, że trudno wyciągnąć solidne wnioski i analogie pomiędzy otrzymanymi jednostkowymi wynikami i w ten sposób wyizolować wpływ pojedynczej prezentacji danych na konkretne zachowania konsumenckie. Do tej pory nie było odpowiednich badań dużej skali, trwających dłużej niż dwa lata. Oznacza to, że nie istnieją ilościowe dowody odnoszące się do trwałego wpływu wyświetlaczy na odbiorców. Podczas 2-letniego projektu badawczego w Ontario uzyskano kilka przydatnych informacji dotyczących wykorzystania IHD. Pod koniec eksperymentu okazało się, że prawie jedna trzecia ankietowanych konsumentów, którzy mieli dostęp do wyświetlacza IHD, zdecydowała się nie używać go w czasie trwania projektu badawczego. W czasie okresu próbnego odbiorcy mogą być bardziej energooszczędni niż przeciętni użytkownicy. Z ankiet wynika, że [6]: • 76% biorących udział w badaniu przyznało, że obniżało temperaturę w termostacie • 74% bardziej zwracało uwagę na otwieranie okien • 65% czyściło filtry pieca • 43% ociepliło podgrzewacz wody (typowy podgrzewacz zawsze przechowuje 20–60 litrów wody w gotowości). Zbiornik, w którym przechowywana jest ta woda, jest gorący i wychładza się od niższej temperatury otoczenia. Łatwo można zaoszczędzić ok. 10% energii, stosując izolację cieplną zbiornika, np. koc izolacyjny z włókna szklanego. Zmiany takie nie wymagają trwałego korzystania z IHD. To sugeruje, że długoterminowe zmiany zachowań mogą być wywołane przez krótkotrwałe użycie IHD. Wyświetlacze pomagają użytkownikom zrozumieć sens taryf na energię i gaz. Pomimo że obecnie nie ma dowodów na temat trwałego wpływu IHD na zużycie energii, to jednak wydaje się, że w tym obszarze rynek jest jeszcze w fazie początkowego rozwoju, a preferencje użytkowników mogą zmienić się wraz z rozwojem technologii [6]. Niektórzy uczestnicy badań, osoby starsze, wyrażały obawy związane z możliwością wyłączenia lub przeprogramowania ich urządzeń, których potrzebują

do utrzymywania ciepła i zdrowia. W przypadku energii elektrycznej jest to mniejszy problem, chyba że jest ona wykorzystywana do celów grzewczych. Niektórzy niemajętni odbiorcy już teraz nie ogrzewają wystarczająco dobrze swoich domów [6]. Należy zdać sobie sprawę, że racjonowanie energii jest poważnym problemem. Na pewno rozwiązaniem nie jest dostarczenie IHD lub odrzucenie opinii wrażliwych konsumentów. Należy wierzyć, że wyświetlacze mogą odegrać ważną rolę w zaopatrzeniu niezamożnych klientów, pomogą im zaoszczędzić pieniądze na rachunkach za energię i wydostać się z ubóstwa energetycznego. Ryzyko racjonowania energii dla klientów wrażliwych może być zmniejszone, jeżeli można będzie przekazać klientom informacje zwrotne o ich zużyciu oraz o sytuacji w systemie elektroenergetycznym. W przypadku wykorzystania energii elektrycznej do ogrzewania domu można mówić o nietypowej pracy z wyświetlaczem domowym. Wtedy bowiem dominujący udział w całym zużyciu energii będzie miało takie ogrzewanie. Znaczna dominacja zużycia energii przez jedno urządzenie może powodować, że drobne działania oszczędnościowe i racjonalne konsumenta związane z efektywnym wykorzystaniem energii przez inne urządzenia będą zagłuszane przez dominujący pobór energii i praktycznie niezauważalne na wyświetlaczu. Wyświetlacze powinny uwzględnić możliwość wystąpienia takich sytuacji i zapewniać opcje do skorygowania całościowego poboru energii przez odbiorcę i odjęcie od niego części energii zużywanej przez energochłonne odbiorniki [6]. Stosując w wyświetlaczach kolorowe oznaczenia, należy pamiętać, że różne osoby mogą różnie odbierać stosowane barwy. Przykładowo mężczyźni często słabiej widzą barwy niż kobiety, dlatego dla nich potrzebna może być inna paleta barw i kolorów. Należy również uwzględnić to, że niektórzy użytkownicy wyświetlaczy domowych mogą być daltonistami. Podczas interakcji z wyświetlaczem użytkownicy prezentują trzy możliwe rodzaje czytania zawartych na nim informacji [3]: ilościowe – odbiorca otrzymuje lub poszukuje wartości w postaci liczbowej sprawdzanie – odbiorca obserwuje szybkość zmian zachodzących na wyświetlaczu zależności – odbiorca wykrywa bezpośredni związek pomiędzy sterowaniem urządzeniami a wartością prezentowaną na wyświetlaczu. 5. Możliwe zagrożenia Zdaniem niektórych badaczy nie chodzi o to, aby w domu był wyświetlacz, który daje za dużo danych, ponieważ mogą one dezinformować klienta. Specjaliści z branży możliwe zagrożenia nazywają tzw. złotymi klamkami. Chodzi o dostarczanie klientom za małe pieniądze zaawansowanych technologii, które dużo kosztują, a klienci ich nie potrzebują, nie wykorzystują lub potem nie doceniają i lekceważą. Już teraz bardzo wielu użytkowników np. smartfonów wykorzystuje niewiele możliwości funkcjonalnych tych urządzeń. Prawie wszystkie firmy branży energetycznej wdrożyły większość aplikacji środowiska MS Office. Wykorzystanie ich

funkcjonalności nie przekracza jednak 10%. Z tego płynie wniosek, że nawet jeżeli wszystkie elementy programowe są wdrożone, w przeważającej liczbie nie są w pełni zintegrowane. Zatem pojawia się problem niewykorzystywania pełnych funkcjonalności zakupionych rozwiązań. W konsekwencji wdraża się bardzo bogate funkcjonalności bez refleksji co do ich optymalnego wykorzystania [11]. Wyświetlacze IHD, posiadające bogate funkcjonalności, wiążą się z koniecznością wdrożenia bardziej zaawansowanego technologicznie oraz droższej zaawansowanej infrastruktury pomiarowej AMI. A to pociąga również za sobą konieczność częstszego i droższego serwisowania AMI i IHD. Takim użytkownikom wystarczyłyby tańsze i prostsze rozwiązania. Jeżeli sami użytkownicy płacą za takie rozwiązania, to operatorzy lub producenci zachęcają ich do zakupu droższych i bogatszych funkcjonalnie produktów. Część klientów jednak preferuje prostsze rozwiązania. Oni zostaliby niejako uszczęśliwieni na siłę i dodatkowo ponieśliby koszty takiego wdrożenia. Niebagatelną kwestią związaną z wdrażaniem inteligentnych sieci i wyświetlaczy domowych jest postępujący proces starzenia się społeczeństw. 6. Wnioski końcowe Z przeprowadzonych projektów badawczych wynika wniosek, że wyświetlacz domowy, współpracujący z inteligentnym licznikiem energii elektrycznej, jest bardzo istotnym elementem inteligentnych systemów pomiarowych. Urządzenia mogą być dużo bardziej zaawansowane funkcjonalnie, niż tylko ograniczać się do pokazywania bieżącego poboru mocy oraz prezentowania historycznych danych o zużyciu energii w wybranych przedziałach czasu, z określonym okresem agregacji danych, np. dane godzinowe lub 15-minutowe. Wiadomo jednak, że tak jak różni są odbiorcy energii, trzeba zróżnicować wyświetlacze. Należy je dostosować do konkretnego odbiorcy. Są osoby preferujące proste urządzenia oraz osoby, które wykazują zainteresowanie zaawansowanymi funkcjami. Porównując wyświetlacze domowe do telefonów komórkowych, można również powiedzieć, że osoby posiadające zaawansowane funkcjonalnie urządzenia często wykorzystują jedynie ok. 10% ich możliwości. Część zaawansowanych funkcji została przez nich przetestowana i stwierdzili, że nie spełniają one ich oczekiwań. Niektóre funkcje nie zostały nigdy uruchomione. Jedna z koncepcji wdrażania wyświetlaczy zakłada, że odbiorcy za darmo zostaną wyposażeni w proste funkcjonalnie urządzenia. Dokonają oni wyboru jednego wyświetlacza z prezentowanej puli urządzeń. Jeżeli będą zainteresowani zaawansowanymi technologicznie wyświetlaczami, to będą musieli za nie zapłacić. Bibliografia 1. Strengers Y., Smart Metering Demand Management Programs: Challenging the Comfort and Cleanliness Habitus of Households, RMIT University, Australian

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 43–49

Housing and Urban Research Institute, OZCHI ’08 Proceedings of the 20th Australasian Conference on ComputerHuman Interaction: Designing for Habitus and Habitat, ACM New York, NY, USA ©2008, s. 9–16. 2. Choi T.S., Analysis of Energy Savings using Smart Metering System and IHD (In-Home Display), Transmission & Distribution Conference & Exposition: Asia and Pacific, 2009, s. 1–4. 3. Wood G., Newborough M., Dynamic energy-consumption indicators for domestic appliances: environment, behaviour and design, Energy and Buildings 2003, No. 35, s. 821–841, Elsevier Science B.V. 4. Zeifman M., Disaggregation of home energy display data using probabilistic approach, 2012 IEEE International Conference on Consumer Electronics (ICCE), IEEE Transactions on Consumer Electronics 2012, No. 1.

5. OF G E M : E N E RG Y DE M A N D RESEARCH PROJECT, Review of progress for period September 2008 – March 2009. 6. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: In-Home Display, 27.06.2010. 7. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Consumer Protection, 27.06.2010. 8. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Statement of Design Requirements, 27.06.2010. 9. Stanowisko prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez OSD E inteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowych z uwzględnieniem funkcji celu oraz proponowanych mechanizmów wsparcia przy postulowanym modelu rynku, Warszawa, 31.05.2011.

10. Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce, ETAP I: Opracowanie przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów DSR, PSE, Konstancin-Jeziorna, 14.12.2009. 11. Jabłońska M.R., Ku zielonym, inteligentnym miastom, Smart Grid Polska 2012, nr 3. 12. Adach R., Zapomniany świat: optymalne wykorzystanie środowiska końcowego użytkownika, PTPiREE, IX Konferencja „Systemy Informatyczne w Energetyce” SIwE ’10. 13. Jeju Island Smart Grid Test-Bed, Developing Next Generation Utility Networks, GSMA, South Korea [online], www.gsma.com, September 2012.

Krzysztof Billewicz

dr inż. Politechnika Wrocławska e-mail: krzysztof.billewicz@pwr.wroc.pl | www.krzysztofbillewicz.pl Adiunkt w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej. Wcześniej pracował w: Okręgowym Urzędzie Miar, Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych oraz w firmie WINUEL SA Grupa Sygnity. Autor kilkudziesięciu publikacji naukowych oraz książki „Smart Metering. Inteligentny System Pomiarowy” (Wydawnictwo Naukowe PWN, 2012). Zainteresowania badawcze: inteligentne sieci elektroenergetyczne, inteligentne systemy pomiarowe, zarządzanie popytem na energię, bezpieczeństwo cyfrowe inteligentnych sieci, przetwarzanie danych w systemach pomiarowo-rozliczeniowych.

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 56–61

Improving Energy Efficiency of Micro-Networks Connected to a Smart Grid

Author Grzegorz Błajszczak

Keywords microgrids, smart grid, effectiveness

Abstract Technological development of distribution and transmission grids and building a so called smart grid also enable improving the efficiency of microgrids and microgenerators. Better coordination and scheduling of microgenerators operation make more effective adjustment to local conditions and achieving better overall energy efficiency possible. Due to smart communication interfaces the microgrids and microgenerators can also contribute to ancillary services.

It is expected that in the coming years the market will be flooded with inexpensive generation systems suitable to power certain loads (e.g. heating, lighting, or water pumping). An inexpensive generation system is usually devoid of control capabilities, and a significant portion of primary energy (e.g. wind, solar) is lost. But it was not relevant to users, because the primary energy is free, and inexpensive systems were quickly amortized. Microgrids can operate independently, powering specific appliances at households and farms, as well as in high-rise buildings in cities. Due to the national grid’s widespread accessibility it will 56

wind

weather dependent

solar cells solar collectors heat and steam

renewable

hydro

raw material based

Small distributed sources are often equated with renewable energy sources and environmentally friendly electricity generation. However, only some of them, based on hydro, solar or wind energy, do not pollute the environment. Other types of small sources generate electricity by burning fossil fuels (coal or gas), and sometimes also agricultural or municipal waste. Combustion always produces CO2, NOx, sulfur compounds, and other pollution. Combustion in small sources is less controlled due to reduction of control systems costs (with respect to the generator cost and the electricity output). In addition, micro-plants are not equipped with exhaust aftertreatment systems. Electricity generation in combustion-based distributed sources produces much more pollution per output MWh than large power plants. Maintaining a certain level of power generation’s environmental impact nation-wide, with increased pollution emissions in some sources, will require reduction of the emissions in other sources. Costs and energy saved in one place will be spent in another place. Current energy policy basically promotes environmentally friendly sources, although in the case of micro-sources to obtain such preferences is almost impossible.

environment-burdensome

1. Possible improvements of energy efficiency

environment friendly

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014405

biomass fuelled incinerating plants gas fired coal fired

Tab. 1. Primary energy conversion in microsources

become an alternative source of energy. The national grid will be used when the supply from a microsource is temporarily unavailable. With the significant increase in the number of microsources, their connecting to and disconnecting from the power system will impact the national power grids’ loads, even if they do not convert electricity, e.g. when heating with the sun or pumping water at a farm with a windmill. Providing individual customers with a control signal, for example the current energy price, will affect their decisions to draw electricity from the national grid. Microsources’ adjustment to electricity input to the grid, and adoption of simple and clear rules for energy purchase will be the microgrids’ natural further development. The next step will be to improve the efficiency of the whole process, starting from better use of primary energy up to optimum distribution of generated energy. Coordination of microsources’ operation in a microgrid, already at the stage of the primary energy’s conversion, allows better use of energy carriers with a lower exergy. Interoperation of several sources improves the microgrid’s overall efficiency. Also significant are energy losses in microgrids’ interconnections with the national grid. In

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 56–61

most cases energy in the form of electricity with a low and fluctuating voltage and variable frequency or direct current voltage must be converted into electricity with an acceptable sinusoidal voltage of at least 230 V. By setting up appropriate communication with the national grid, microgrids can be flexibly switched to various operating modes (as discussed in the next section), and thus the converted energy can be reduced. Also, the primary energy utilised without conversion to electricity (e.g. heating) can be increased, which typically reduces electricity intake from the national grid. Farmhouses and skyscrapers in cities can both significantly reduce their intake from the national grid of the electricity to be converted into mechanical energy or heat.

2. Microgrid operation options “Microgrid” is not a term with a strict technical sense, and it should be interpreted according to its meaning in common language. This paper assumes that a microgrid may consist of a single source (sometimes several sources) and one or more loads. The sources may have ca. 1–100 kW output installed power. Such sources are often referred to as microsources or distributed sources. A microgid may be three-phase with 3 x 400 V voltage, single-phase with 230 V or other lower (e.g. 24 V) voltage; it may also be a DC grid with 230 V or lower (e.g. 60 V) voltage. Depending on the design and equipment used, a microgrid may operate according to several options illustrated in Fig. 1 by switches G, S, M: a) generator supplies load (G and M closed, S open) b) no generation, load supplied from the grid (S and M closed, G open) c) no load, entire generation output supplied to the grid (G and S closed, M open) d) generator supplies load and the grid (G, S, and M closed) e) load supplied from local source and the national grid (G, S, and M closed). Options “a” and “b” may apply to very simple, and very inexpensive, systems. An example of such operation may be the heating system of utility premises consisting of two independent and

galvanically separated circuits. One circuit is made up of heaters supplied from the national grid, the other of other heaters fit for supply from the local generator. When fitting a heater for such a local supply, attention should be paid only to the maximum voltage, and the other parameters (such as frequency, distortion, dips and interruptions) are completely neutral to a heater, even if they affect the heating efficiency. Another example may be pumping water into a hydrophore or a tank. Set on the pump drive shaft may be an electric motor and a windmill powertrain. The windmill drives the pump without electricity as the intermediate. In the absence of wind the motor is started. A similar situation is heating domestic water directly with sunlight. There may be two heaters in such a tank, one powered from a local generator, and the other suitable for supply from the mains grid. Options “a” and “b” allow for easy switching to a local supply or to the supply from the national grid. Owing to the separation of the local microgrid and national grid circuits the system does not require costly interconnections and is based on components already available in households. The simplicity of design, allowing installation of one’s own, will certainly contribute to the mass dissemination of such systems. Options “a” and “b” allow reducing the electricity purchased from the national grid, but do not allow inputting locally generated electricity to it. Options “c” and “d” represent a business approach, targeted to benefit from electricity generation. Inputting electricity from a microgrid to the national grid requires the use of an interconnection system. An interconnection system can also enable two-way electricity flow, which will allow for a partial supply of loads (same or different) in the microgrid from the national grid, and partial supply from local microgenerators (option “e”).

3. Microgrid and the national grid interconnections In most cases this will be an AC-DC-AC inverter with a passive filter. In these operating options all local loads can be supplied under standard conditions the same as for the supply from the national network. Fig. 2 shows microgrid’s interconnection with the national grid. Switch K is closed when no generator operates in the microgrid; in other options it is open. Direct connection of microsources to the national grid is possible for certain types of generators (e.g. synchronous machines).

Fig. 1. Switching between microgrid operation options

Fig. 2. Example of microgrid and the national network interconnection 57

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 56–61

Fig. 2. Example of microgrid and the national network interconnection

Generator output power fluctuations due to variations in the primary energy (e.g. wind strength) result in voltage and frequency fluctuations. Adding a battery loaded through a rectifier to the system allows obtaining a constant voltage. Another task of the interconnection system is to convert direct voltage into a sinusoid. The most common way involves an inverter with pulse width modulation. The specific nature of some sources, such as photovoltaics, allows the use of different solutions too. Fig. 4 shows a circuit that utilises the multiple availability of several sources (or batteries) with different voltages. The proposed solution combines four sections with voltages: E1, E2 = 2 E1, E3 = 4 E1, E4 = 8 E1. To each section parallel capacitors (not shown in the diagram) are connected to enable a higher current rise rate after the section is switched on. The individual sections are switched on by transistor keys (IGBT). Appropriate key arrangements produce all combinations of the battery sections’ serial connections, e.g. E2 + E4 by switching on keys: K1z, K2o, K3z, K4o. This battery setup allows for the selection of 16 voltage levels. Pulse amplitude modulation involves DC to AC voltage conversion by selecting appropriate voltage levels in successive time intervals (Fig. 5).

4. Microgrid and the national grid interoperation

Fig. 4. DC to AC voltage inverter

However, this requires continuous maintaining of the generator within a specified range of operating parameters, which in the case of micromachines (typically with no control system) can be difficult.

Fig. 5. Voltage output of the inverter in Fig. 4 58

The most important task of a power system’s operation is to maintain its operating stability. This mainly involves continuous balancing of instantaneous power generation output and consumption. Since electricity consumers may freely select the way, value, and timing of their consumption, the generation output has to match their needs. Electricity consumption in a working day features morning and evening peaks and night troughs. On holidays the consumption typically grows early in the afternoon only. Power control (instantaneous generation power output) is provided country-wide, which facilitates the task, because some changes in the demand set off each other. The operation of all

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 56–61

large units in commercial power plants is centrally controlled by the National Power Dispatch. Small distributed sources can be similarly controlled. Small generators, microgrid owners, can receive the “control” signal in the form of the current price at which their electricity is bought, and the current price they pay for electricity drawn from the national grid. The prices may be modified ca. every 15 minutes. On this basis microgrid owners will decide on the options (Fig. 1) of their grids’ operations. Implementation of such interaction of a microgrid and the smart national grid will require a meter to record the electricity flow in subsequent time intervals (e.g. 15 minutes) and a system for pricing information transfer. If the meter were capable of automatic download of the prices, this would enable real time indication of the derived financial benefits, which would certainly provide a significant incentive for small investors’ further involvement. Another option is the possibility of gathering microgrid owners in generation groups, which might be recognised as virtual power plants. Members of such a group may be located in different locations remote from each other, because their microgrids interoperate with the same national grid. Acting together, they could sell electricity to the balancing market and the electricity exchange, and offer ancillary control services. The implementation of such measures would also require deployment of some Smart Grid hardware features. When associated in appropriate generation groups and communicated with the transmission system operator, microgrids could, in addition to electricity generation, provide several ancillary services. a) Power control and reserve: –– secondary reserve for primary control –– minute reserve for secondary control –– hourly reserve –– restoration reserve –– cold reserve b) Active and reactive power flow control and voltage control (in generation nodes): –– voltage and reactive power control (ARNE) –– reactive power generation c) Services consisting in readiness to participate in system restoration: –– self-startup ability –– Isolated-island operation ability. Certainly the main service acquired from small sources will be the hourly reserve to cover daily hourly changes in demand. Electricity consumption varies throughout the day in large limits. The ideal model of the National Power System operation would be thermal power plant units operating with constant power, supplemented with distributed sources that would cover peak demand. Fig. 6 shows the electricity that would be needed to cover daily peaks in the national system in each month of the year. Also important in analysis of the use of distributed sources is the power required to cover fluctuations in demand. Fig. 7 shows differences between the highest and lowest demand (average of each day of the month). Fig. 8 shows the power and duration

Fig. 6. Electricity in GWh needed to cover daily peaks in each month of the year (in hours, where the demand for power was above the daily average)

Fig. 7. Mean amplitude of demand for power fluctuations in MW (max./min.) during the day (a working day) in each month of the year

in the year of sources operation in the national system to meet demand above the average. In 2012 the demand for power in individual days was higher than the daily average in the day for a total of 5021 hours.

5. Microgrid implementation options In recent years microgrids with biogas plants and solar power plants have become very popular. Biogas plants are deployed mainly in rural areas. Solar power plants are deployed in rural areas as well as on the roofs of buildings in cities.

Fig. 8. The graph shows how many hours in a year (y-axis) sources operated with particular power in MW (x-axis) to cover the daily peaks during a year (in hours, when demand for power was above the daily average) 59

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 56–61

Fig. 9. Biogass plant by Farmatic (in Poland: City Energy)

5.1. Biogas plants Microgrid includes a source which is a conventional gas-powered turbine. The gas is produced at a biogass plant by fermentation of plant waste, animal manure, slaughterhouse waste, residues of agricultural and food products, forest biomass, or other organic and plant matter. Crude biogas comprises ca. 50–75% of methane, with the remainder being carbon dioxide and other impurity gases, such as hydrogen sulphide and carbon monoxide. Biogas calorific value is ca. 17–27 MJ/m3, and 100 m3 of biogas is sufficient to generate ca. 540–600 kWh of electricity. At landfills biogas is produced spontaneously. Ca. 10,000 tonnes of waste on an area of 1 ha can produce nearly half a million m3 of biogas per year. One m3 of slurry can produce ca. 20 m3 of biogas, and one m3 of manure as much as 30 m3. In biogas plants dedicated to energy generation fermentation is usually carried out in special sealed containers. Abiogas plant is also a source of thermal energy. In Polish conditions the approximate total cost of 1 kWh is about 0.40 PLN. Entry into force of the law on renewable energy sources, and assurance of the possibility to sell electricity at a fixed and attractive price will certainly contribute to the development of these sources. In Poland, there are companies and investors who could quickly develop this new branch of the energy sector, as well as the whole economy associated with it. City Energy sp. z o.o. – which this author represents – in cooperation with Farmatic is ready to build turnkey 25, 50, 75 and 100 kW biogas plants. Biogas plant structures are made of steel (not concrete) structures, so they can be extended at any time by adding additional elements to extend their gas output.

5.2. Solar power plants – photovoltaics The use of solar radiation is the most environmentally friendly form of energy generation. The energy that reaches the Earth in 40 minutes would cover the yearly demand of all people. The yearly national average density of solar radiation on a horizontal surface is ca. 950–1250 kWh/m2, and the average yearly number of sunny hours is ca. 1600. The insolation distribution in Poland is not uniform (Fig. 10), and therefore a solar power plant’s location has a big impact on its efficiency (defined as the ratio of 60

Fig. 10. Average solar exposure in Poland

Fig. 11. Yearly insolation changes in Poland

the average output power to the installed capacity). Since the insolation varies significantly from month to month (Fig. 11), a microgrid design can take into account solar power generation in a few months a year only. Adding an electricity storage to a microgrid with a solar power plant allows a more efficient use of its energy output. City Energy is currently building a 10 ha solar power plant.

6. Final conclusions A microgrid’s energy efficiency can be improved by adjusting its operation options and microsources selection to the weather

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 56–61

conditions and market energy prices. Implementation of such a strategy requires improved “smart” capabilities of the national grids by installing appropriate energy meters and data transfer systems. Adding power setting systems to the national grids may allow the use of microgeneration for ancillary services.

Combining microgrids into virtual power plants should bring benefit to the grids’ owners as well as to the national system. Investment decisions should take into account the location and availability of primary energy.

Grzegorz Błajszczak City Energy sp. z o.o. e-mail: g.blajszczak@cityenergy.pl Formerly (1984–1994) a research fellow at Warsaw University of Technology, Budapest University of Technology and Rand Afrikaans University in Johannesburg. Specialist in International Relations at Energoprojekt Warsaw SA (1994–1995), Drives and UPS Manager at French company Schneider Electric (1995–1996), Training and Implementation Deputy Director at the European Process Control Division of Westinghouse Electric (1996–1999). From 1999 to 2012 employed at PSE Operator SA Polish Power Grid (PSE), first in ancillary services, then in international energy exchange settlement, and finally in new technologies implementation, energy quality and reactive power management. In 2012 in Emerson Process Management Power & Water Solutions. Currently and Polish Power Exchange, and from 2013 in Energy Regulatory Office. Since 2011 co-worker of City Energy sp. z o.o. A member of SEP, IEEE, Eurelectric, FSNT-NOT Technical – Scientific Committee for Energy Management; Polish Committee for Electricity Quality and Effective Utilisation. An expert in electricity quality, and author of over 130 scientific and technical publications.

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 56–61

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 56–61. When referring to the article please refer to the original text. PL

Poprawa efektywności energetycznej przy integrowaniu mikrosieci z inteligentnymi sieciami krajowymi Autor

Grzegorz Błajszczak

Słowa kluczowe

mikrosieci, Smart Grid, efektywność

Streszczenie

Wzbogacanie sieci przesyłowych i dystrybucyjnych o inteligentne systemy sterowania, automatyki i zabezpieczeń oraz tworzenie Smart Grid umożliwia lepsze i bardziej efektywne energetycznie wykorzystanie mikroźródeł i mikrosieci. Większa część energii pierwotnej może być przetwarzana na energię elektryczną. Koordynacja pracy mikroźródeł w mikrosieci zwiększa sprawność przetwarzania i oddawania energii do sieci krajowej. Energia z mikrosieci może być sprzedawana na rynku energii oraz wykorzystywana do dostarczania usług regulacyjnych.

wiatrowe

zależne od siły wyższej

słoneczne ogniwa kolektory słoneczne cieplno-parowe

odnawialne

Tab. 1. Przetwarzanie energii pierwotnej w mikroźródłach

emisji tych zanieczyszczeń w innych źródłach. Koszty i energia zaoszczędzone w jednym miejscu zostaną wydane w innym miejscu. Obecna polityka energetyczna w zasadzie promuje źródła przyjazne dla środowiska, choć w przypadku mikroźródeł uzyskanie takich preferencji jest prawie niemożliwe. W najbliższych latach oczekuje się zalewu rynku tanimi systemami generacyjnymi, przystosowanymi do zasilania określonych odbiorników (np. ogrzewania, oświetlenia lub pompowania wody). Tani system generacyjny na ogół pozbawiony jest możliwości regulacyjnych, a znaczna część energii pierwotnej (m.in. wiatru, słońca) jest tracona. Nie było to jednak istotne dla użytkownika, ponieważ energia pierwotna jest za darmo, a tani system szybko się amortyzował. Mikrosieci mogą funkcjonować samodzielnie, zasilając określone urządzenia w domu i w gospodarstwie wiejskim, jak również w wielopiętrowym budynku w mieście. Powszechna dostępność do sieci krajowych sprawia, że będzie ona alternatywnym źródłem energii. Korzystanie z sieci krajowej będzie wynikało z okresowego braku możliwości pozyskania energii w mikroźródłach. Załączanie i wyłączanie mikroźródeł, przy znacznym wzroście ich liczby, będzie wpływało na obciążenie krajowych

wodne

bazujące na surowcach

uciążliwe dla środowiska

przyjazne dla środowiska

1. Możliwości poprawy efektywności energetycznej Małe źródła rozproszone utożsamiane są często ze źródłami odnawialnymi i wytwarzaniem energii elektrycznej w sposób przyjazny dla środowiska. Jednak tylko niektóre z nich, bazujące na energii wodnej, słonecznej czy wiatrowej, nie zanieczyszczają środowiska. Pozostałe typy małych źródeł wytwarzają energię elektryczną dzięki spalaniu paliw kopalnych (węgla lub gazu), a czasami również odpadów rolniczych lub komunalnych. Spalanie wiąże się zawsze z wytwarzaniem CO2 i NOx oraz związków siarki i innych zanieczyszczeń. Procesy spalania w małych źródłach są gorzej kontrolowane ze względu na ograniczenie kosztów układów sterowania (w odniesieniu do kosztu generatora i ilości produkowanej energii). Ponadto mikroelektrownie nie są wyposażane w układy oczyszczania spalin. Wytwarzanie energii elektrycznej w rozproszonych źródłach opartych na spalaniu wiąże się ze znacznie większym zanieczyszczeniem środowiska w przeliczeniu na MWh wytworzonej energii, w porównaniu z dużymi elektrowniami systemowymi. Utrzymanie określonego poziomu oddziaływania przez energetykę na środowisko w skali kraju, przy wzroście emisji zanieczyszczeń w jednych źródłach, będzie wymagało ograniczenia

spalarnie biomasy spalarnie gazowe węglowe

sieci elektroenergetycznych, nawet jeśli mikroźródła nie przetwarzają energii elektrycznej, np. przy ogrzewaniu słońcem lub pompowaniu wody na farmie za pomocą wiatraka. Dostarczenie do odbiorców indywidualnych sygnału sterującego, w formie np. aktualnej ceny sprzedaży energii, będzie wpływać na decyzje poboru energii z sieci krajowej. Przystosowanie mikroźródeł do wprowadzania energii do sieci oraz stworzenie prostych i czytelnych zasad zakupu energii jest naturalnym dalszym rozwojem mikrosieci. Kolejnym krokiem będzie poprawienie efektywności całego procesu, począwszy od lepszego wykorzystania energii pierwotnej do optymalnego rozdziału energii wytworzonej. Koordynacja pracy mikroźródeł w mikrosieci, już na etapie przetwarzania energii pierwotnej, umożliwia lepsze wykorzystanie nośników energii o niższej wartości egzergii. Skojarzenie pracy kilku źródeł poprawia całkowitą sprawność mikrosieci. Znaczące straty energii występują również w układach sprzęgających mikrosieci z siecią krajową. W większości przypadków energia w postaci elektryczności o małym, wahającym się napięciu i o zmiennej częstotliwości lub napięciu jednokierunkowym, musi zostać przetworzona na energię elektryczną o akceptowalnym kształcie sinusoidy napięcia i wartości napięcia co najmniej 230 V. Wprowadzając odpowiednią komunikację z siecią krajową, można elastycznie przełączać mikrosieć w różne warianty pracy (omówione w następnym rozdziale) i dzięki temu zmniejszyć ilość energii przetwarzanej. Możliwe jest również zwiększenie ilość energii pierwotnej, wykorzystywanej bez przemiany na energię elektryczną (np. do ogrzewania), co na ogół zmniejsza pobór energii elektrycznej z sieci krajowej. Zarówno gospodarstwa wiejskie, jak i wieżowce w miastach mogą znacząco zmniejszyć ilość energii pobieranej z sieci krajowej i zamienianej na energię mechaniczną czy cieplną. 2. Warianty pracy mikrosieci Nazwa „mikrosieci” nie jest terminem o ścisłym znaczeniu technicznym i należy ją rozumieć zgodnie ze znaczeniem, jakie ma w potocznym języku. W artykule przyjęto,

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 56–61

Rys. 1. Przełączanie wariantów pracy w mikrosieci

Rys. 2. Przykładowy układ sprzęgający mikrosieć z siecią krajową

Rys. 3. Synchronizacja generatorów

Rys. 4. Falownik umożliwiający budowę sinusoidalnego napięcia

że mikrosieć może składać się z jednego źródła (czasami kilku źródeł) i jednego lub kilku odbiorów. Źródła mogą mieć moc ok. 1–100 kW. Takie źródła nazywa się często mikroźródłami lub źródłami rozproszonymi. Mikrosieć może być trójfazowa o napięciu 3 . 400 V, jednofazowa o napięciu 230 V lub innym niższym (np. 24 V), może być też siecią prądu stałego o napięciu 230 V lub niższym (np. 60 V). Praca mikrosieci w zależności od projektu i zastosowanych urządzeń może przebiegać w kilku wariantach ilustrowanych na rys. 1 przez wyłączniki G, S, M: a) generator zasila obciążenie (G i M zamknięte, S otwarty) b) generacja nie pracuje, obciążenie jest zasilane z sieci (S i M zamknięte, G otwarty) c) obciążenie nie pracuje, generacja oddaje całą energię do sieci (G i S zamknięte, M otwarty) d) generacja zasila obciążenie i oddaje część energii do sieci (G, S, M zamknięte) e) obciążenie zasilane jest z lokalnej generacji i z sieci krajowej (G, S, M zamknięte) Sytuacje „a” oraz „b” mogą występować w bardzo prostych układach, jednocześnie bardzo tanich. Przykładem takiej pracy może być układ ogrzewania pomieszczeń gospodarczych składający się z dwóch niezależnych i niepołączonych galwanicznie ze sobą obwodów. Jeden obwód stanowią grzejniki zasilane z sieci krajowej, drugi inne grzejniki przystosowane do pracy z lokalnym generatorem. Dostosowując grzejnik do lokalnej generacji, należy zwrócić uwagę jedynie na maksymalne napięcie, a pozostałe parametry (takie jak częstotliwość, odkształcenia, zapady i przerwy) są dla grzejnika zupełnie obojętne, choć wpływają na skuteczność ogrzewania. Innym przykładem może być pompowanie wody w hydroforze lub do zbiornika. Na wale napędzającym pompę może znajdować się jednocześnie silnik elektryczny i układ przeniesienia napędu z wiatraka. Wiatrak kręci pompą bez pośrednictwa energii elektrycznej. Przy braku wiatru załączany jest silnik. Analogiczną sytuacją będzie ogrzewanie wody do mycia bezpośrednim działaniem słońca. W zbiorniku może być umieszczona jedna grzałka zasilana z lokalnego generatora i druga mająca możliwość zasilania z sieci. Warianty pracy „a” i „b” pozwalają na łatwe przełączenie na któryś z lokalnych sposobów pozyskiwania energii lub na zasilanie z sieci krajowej. Rozdzielenie obwodów mikrosieci lokalnej i sieci krajowej sprawia, że taki system nie wymaga kosztownych układów sprzęgających i bazuje na elementach, które już istnieją w gospodarstwach domowych. Prostota konstrukcji, umożliwiająca wykonanie instalacji we własnym zakresie, z pewnością przyczyni się do masowego rozpowszechnienia takich układów. Warianty pracy „a” i „b” umożliwiają zmniejszenie ilości kupowanej energii z sieci krajowej, ale nie pozwalają na oddawanie do sieci lokalnie wytworzonej energii. Sytuacje „c” oraz „d” oddają podejście biznesowe, ukierunkowane na czerpanie korzyści z wytwarzania energii. Wtłaczanie do sieci krajowej energii z mikrosieci wymaga zastosowania układu sprzęgającego. Układ sprzęgający może również umożliwiać dwukierunkowy przepływ energii, co pozwoli na częściowe zasilanie odbiorników (tych samych lub różnych) w mikrosieci z sieci

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 56–61

Rys. 5. Kształt napięcia falownika z rys. 4

krajowej i częściowe zasilanie z lokalnych mikrogeneratorów (wariant „e”). 3. Układy sprzęgające mikrosieci z siecią krajową W większości przypadków będzie to falownik AC-DC-AC z filtrem pasywnym. Przy tych wariantach pracy wszystkie lokalne odbiorniki mogą mieć standardowe warunki zasilania, jak przy zasilaniu z sieci krajowej. Na rys. 2 pokazano podłączenie mikrosieci do sieci krajowej. Wyłącznik K jest zamknięty wówczas, gdy w mikrosieci nie pracują żadne generatory, w pozostałych wariantach pracy jest otwarty. Bezpośrednie podłączenie mikroźródeł do sieci krajowej jest możliwe dla pewnego rodzaju generatorów (np. maszyn synchronicznych). Wymaga to jednak ciągłego utrzymywania generatora w określonym zakresie parametrów pracy, co w przypadku mikromaszyn (na ogół pozbawionych układu regulacji) może być trudne do spełnienia. Wahania mocy dostarczanej przez generator ze względu na zmianę energii pierwotnej (np. siły wiatru) powodują wahania napięcia i częstotliwości. Wprowadzenie do układu akumulatora ładowanego przez prostownik pozwala na otrzymanie stałego napięcia. Kolejnym zadaniem układu sprzęgającego jest zrobienie sinusoidalnego kształtu napięcia z napięcia stałego. Najczęściej stosowanym sposobem jest zastosowanie falownika z modulacją szerokości impulsu. Specyfika niektórych źródeł, np. fotowoltaiki, pozwala na zastosowanie również innego rozwiązania. Na rys. 4 przedstawiono układ wykorzystujący dostępność kilku źródeł (lub akumulatorów) o różnych napięciach. W proponowanym rozwiązaniu zestawiono cztery sekcje o napięciach: E1, E2 = 2 E1, E3 = 4 E1, E4 = 8 E1. Do każdej z sekcji dołączone są równolegle kondensatory (niepokazane na schemacie), które umożliwiają osiągnięcie większej stromości narastania prądu po załączeniu sekcji. Poszczególne sekcje są załączane za pomocą kluczy tranzystorowych (IGBT). Wybierając odpowiednie załączenie kluczy, można uzyskać wszystkie kombinacje połączeń szeregowych sekcji baterii, np. E2 + E4 wymaga złączenia kluczy: K1z, K2o,

K3z, K4o. Taki sposób organizacji baterii akumulatorowej pozwala na uzyskanie 16 poziomów napięć. Modulacja amplitudy impulsu polega na budowie sinusoidalnego kształtu napięcia poprzez dobór w kolejnych odcinkach czasowych odpowiedniego poziomu napięcia (rys. 5). 4. Współpraca mikrosieci z siecią krajową Najważniejszym zadaniem do spełnienia w systemie elektroenergetycznym jest utrzymanie jego stabilnej pracy. Polega to głównie na zrównoważeniu w każdej chwili czasowej wielkości energii wytwarzanej z energią konsumowaną. Ponieważ odbiorcy energii elektrycznej mają swobodę w sposobie, wielkości i czasie jej odbioru, należy dostosować wytwarzanie do potrzeb odbiorców.

Pobór energii w dzień roboczy charakteryzuje się szczytem porannym i wieczornym oraz znacznym obniżeniem poboru w porze nocnej. W dni świąteczne do zwiększenia poboru dochodzi na ogół tylko we wczesnych godzinach popołudniowych. Regulacja mocy (wielkość wytwarzanej energii w danej chwili) dokonywana jest w skali kraju, co ułatwia zadanie, ponieważ niektóre zmiany w zapotrzebowaniu znoszą się wzajemnie. Praca wszystkich dużych bloków w elektrowniach zawodowych sterowana jest centralnie z Krajowej Dyspozycji Mocy. Podobnie może być sterowana praca małych, rozproszonych źródeł. Drobni wytwórcy, właściciele mikrosieci mogą otrzymywać sygnał „sterujący” w postaci aktualnej ceny, według której ich energia jest kupowana, oraz aktualnej ceny, jaką oni płacą za energię z sieci krajowej. Wartość cen może być modyfikowana np. co 15 min. Na tej podstawie właściciel mikrosieci będzie podejmował decyzję, w jakim wariancie (rys. 1) jego sieć będzie pracować. Realizacja takiej współpracy mikrosieci z inteligentną siecią krajową będzie wymagać licznika rejestrującego przepływy energii w kolejnych przedziałach czasu (np. 15-minutowych) oraz systemu przesyłania informacji o cenach. Wyposażenie licznika w możliwość automatycznego wczytywania cen pozwoliłoby na bieżące wskazywanie uzyskanych korzyści finansowych, co z pewnością byłoby istotnym bodźcem do dalszych działań dla drobnych inwestorów. Innym rozwiązaniem jest możliwość zrzeszania się właścicieli mikrosieci w grupy wytwórcze, które można by nazwać elektrowniami wirtualnymi. Członkowie grupy mogą znajdować się w różnych, oddalonych

Rys. 6. Energia w GWh potrzebna na pokrycie szczytów dobowych w poszczególnych miesiącach roku (w godzinach, w których zapotrzebowanie na moc było powyżej średniej dobowej)

Rys. 7. Średnia amplituda wahań w MW zapotrzebowania na moc (maks./min.) w ciągu doby (w dniach roboczych) w poszczególnych miesiącach roku

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 56–61

5. Możliwości realizacji mikrosieci W ostatnich latach dużą popularnością cieszą się mikrosieci z biogazowniami i elektrowniami słonecznymi. Biogazownie powstają głównie na terenach wiejskich. Elektrownie słoneczne instalowane są zarówno na terenach wiejskich, jak i na dachach budynków w miastach.

energii elektrycznej. Na składowiskach odpadów biogaz wytwarza się samoczynnie. Na powierzchni 1 ha w ok. 10 tys. ton odpadów w ciągu roku może powstać prawie pół miliona m3 biogazu. Z 1 m3 gnojowicy można uzyskać w przybliżeniu 20 m3 biogazu, a z 1 m3 obornika nawet 30 m3. W budowanych do celów energetycznych biogazowniach fermentację prowadzi się na ogół w specjalnych, zamykanych zbiornikach. Biogazownia jest także źródłem energii cieplnej. W warunkach polskich orientacyjny koszt całkowity wytworzenia 1 kWh wynosi ok. 40 gr. Wejście w życie ustawy dotyczącej źródeł odnawialnych i zagwarantowanie możliwości sprzedaży energii po ustalonej, atrakcyjnej cenie z pewnością przyczyni się do rozwoju tych źródeł. W Polsce są już firmy i inwestorzy, którzy w szybkim tempie mogliby rozwijać tę nową gałąź energetyki, jak i całą gospodarkę z nią związaną. Firma City Energy sp. z o.o. – którą autor reprezentuje – przy współpracy z firmą Farmatic jest gotowa do realizacji pod klucz biogazowni o mocy 25, 50, 75 i 100 kW. Biogazownie budowane są z konstrukcji stalowych (nie betonowych), dzięki czemu można je w dowolnym momencie powiększać poprzez dodanie dodatkowych elementów w celu uzyskania większej produkcji gazu.

5.1. Biogazownie Mikrosieć zawiera źródło w postaci klasycznej turbiny zasilanej gazem. Gaz uzyskiwany jest w biogazowni w wyniku fermentacji odpadów roślinnych, odchodów zwierzęcych, odpadów poubojowych, pozostałości rolno-spożywczych, biomasy leśnej lub innej materii organicznej i roślinnej. Nieoczyszczony biogaz składa się w ok. 50–75% z metanu, a pozostałą część stanowi dwutlenek węgla oraz domieszki innych gazów, np. siarkowodoru, tlenku węgla. Wartość opałowa biogazu wynosi ok. 17–27 MJ/m3, a 100 m3 biogazu umożliwia wyprodukowanie ok. 540–600 kWh

5.2. Elektrownie słoneczne – fotowoltaika Wykorzystywanie promieniowania słonecznego jest najbardziej przyjazną dla środowiska formą pozyskiwania energii. Ilość energii, która dociera na Ziemię w ciągu 40 minut, pokryłaby całoroczne zapotrzebowanie wszystkich ludzi. Roczna, średnia krajowa gęstość promieniowania słonecznego na powierzchnię poziomą wynosi ok. 950–1250 kWh/m2, a średnia liczba godzin słonecznych w roku ok. 1600. Rozkład nasłonecznienia w Polsce nie jest równomierny (rys. 10), dlatego też lokalizacja elektrowni słonecznej ma duży wpływ na jej efektywność (rozumianą

Rys. 8. Na wykresie pokazano, przez ile godzin w roku (oś y) pracowały źródła z określaną mocą w MW (oś x) w celu pokrycia szczytów dobowych w skali roku (w godzinach, w których zapotrzebowanie na moc było powyżej średniej dobowej)

od siebie rejonach, ponieważ ich mikrosieci współpracują z tą samą siecią krajową. Działając wspólnie, mogliby sprzedawać energię na rynku bilansującym i na giełdzie energii oraz oferować regulacyjne usługi systemowe. Realizacja takich działań wymagałaby również zainstalowania pewnych funkcji sprzętowych Smart Grid. Przy połączeniu w odpowiednie grupy wytwórcze i skomunikowaniu z operatorem systemu przesyłowego mikrosieci, obok wytwarzania energii, mogłyby kontraktować kilka usług systemowych. a) Regulacja i rezerwy mocy űű rezerwa sekundowa dla regulacji pierwotnej űű rezerwa minutowa dla regulacji wtórnej űű rezerwa godzinowa űű rezerwa odtworzeniowa űű rezerwa trwała b) Usługi regulacji rozpływu mocy biernej i napięcia (w węzłach wytwórczych): űű regulacja napięcia i mocy biernej (ARNE) űű wytwarzanie mocy biernej c) Usługi gotowości do udziału w odbudowie systemu: űű zdolność do samostartu űű zdolność do pracy w układach wydzielonych.

W 2012 roku zapotrzebowanie na moc w poszczególnych dobach było wyższe od średniego zapotrzebowania na moc w danej dobie przez łącznie 5021 godz.

Z pewnością główną usługą kupowaną w małych źródłach będzie rezerwa godzinowa do pokrywania dobowych zmian zapotrzebowania. Konsumpcja energii elektrycznej waha się w ciągu doby w znacznych granicach. Idealnym modelem pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego byłaby praca bloków w elektrowniach parowych ze stałą mocą, uzupełniana pracą rozproszonych źródeł, które pokrywałyby zapotrzebowanie szczytowe. Na rys. 6 przedstawiono wartości energii, która była potrzebna do pokrywania szczytów dobowych w krajowym systemie w poszczególnych miesiącach roku. W analizie wykorzystania źródeł rozproszonych istotna jest również wartość mocy niezbędna do pokrycia wahań zapotrzebowania. Na rys. 7 pokazano różnice między największym i najmniejszym zapotrzebowaniem (wartość średnia z poszczególnych dni miesiąca). Na rys. 8 pokazano, z jaką mocą i przez ile godzin w roku pracowały źródła w krajowym systemie w celu pokrycia zapotrzebowania powyżej średniego.

Rys. 9. Biogazownia firmy Farmatic (w Polsce: City Energy)

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 56–61

jako stosunek średniej mocy oddawanej do mocy zainstalowanej). Ponieważ wartość nasłonecznienia znacząco zmienia się w kolejnych miesiącach roku (rys. 11), to projektując mikrosieć można zaplanować pracę elektrowni słonecznej tylko przez kilka miesięcy w roku. Dołączenie do mikrosieci z elektrownią słoneczną zasobnika energii umożliwia bardziej efektywne korzystanie z wytwarzanej energii. Firma City Energy jest w trakcie budowy elektrowni słonecznej zajmującej obszar 10 ha.

Rys. 10. Średnie nasłonecznienie w Polsce

6. Wnioski końcowe Poprawa efektywności energetycznej mikrosieci jest możliwa dzięki dostosowywaniu jej wariantów pracy i doboru mikroźródeł do warunków atmosferycznych oraz do rynkowych cen energii. Realizacja takiej strategii wymaga poprawy inteligencji sieci krajowych poprzez instalowanie odpowiednich liczników energii i systemów przesyłania informacji. Wzbogacenie sieci krajowych o układy zadawania mocy może pozwolić na wykorzystywanie mikrogeneracji w usługach systemowych. Łączenie mikrosieci w elektrownie wirtualne powinno przynieść korzyści zarówno właścicielom tych sieci, jak i krajowemu systemowi. Na decyzje inwestycyjne powinna mieć wpływ lokalizacja i dostępność energii pierwotnej.

Rys. 11. Zmiany nasłonecznienia w ciągu roku w Polsce

Grzegorz Błajszczak

dr inż. City Energy sp. z o.o. e-mail: grzegorz.blajszczak@gmail.com Pracował naukowo na Politechnice Warszawskiej, politechnice w Budapeszcie i na Uniwersytecie Rand Afrikaans w Johannesburgu (1984–1994). Specjalista ds. współpracy z zagranicą w Energoprojekcie-Warszawa SA (1994–1995), menedżer ds. napędów i rezerwowego zasilania w firmie francuskiej Schneider Electric (1995–1996), zastępca dyrektora ds. szkoleń i wdrożeń w Europejskim Oddziale Sterowania Procesami firmy Westinghouse Electric (1996–1999). Od 1999 do 2012 roku zatrudniony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych, obecnie PSE Operator SA, gdzie zajmował się usługami systemowymi, następnie rozliczeniami międzynarodowej wymiany energii, a w ostatnich latach wdrażaniem nowych technologii oraz jakością energii i zarządzaniem mocą bierną. Od lutego 2012 roku realizował półroczny projekt dot. układów sterowania elektrowni w Emerson Process Management Power & Water Solutions. Aktualnie współpracuje z City Energy sp z o.o. Jest członkiem m.in.: SEP, IEEE, Eurelectric, Komitetu NOT ds. Gospodarki Energetycznej, Polskiego Komitetu Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej. Jest rzeczoznawcą w dziedzinie jakości energii elektrycznej, a także autorem ponad 120 publikacji naukowych i technicznych.

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67–73

Thermal and Electrodynamic Risk of Residual Current Devices in the Case of Back-Up Protection by Overcurrent Circuit Breakers

Authors Stanisław Czapp Daniel Kowalak Kornel Borowski

Keywords residual current devices, short-circuit currents, back-up protection

Abstract Residual current operated circuit breakers without integral overcurrent protection should be back-up protected. As back-up protection devices, overcurrent circuit breakers are used. The maximum let-through energy and let-through current of the overcurrent devices were evaluated under laboratory conditions. The thermal and electrodynamic risk of residual current devices was analyzed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014406

1. Introduction The short-circuit current capacity of a residual current operated circuit breaker, i.e. its immunity to thermal and electrodynamic effects of short-circuit current, depends mainly on whether the circuit breaker is provided with integral overcurrent protection, or not. Residual current breaking capacity of a residual current operated circuit breaker without integral overcurrent protection (RCCB) is low, not lower than 10 times its continuous rated current (but not lower than 500 A), so in practice it requires a back-up protection. Such a back-up protection shall also ensure that, when closed, the residual current operated circuit breaker can withstand thermal and electrodynamic effects of the fault current at a short-circuit between live conductors (L-L, L-N). Residual current breaking capacity of a residual current operated circuit breaker with integral overcurrent protection (RCBO) is comparable with that of an overcurrent circuit breaker. The manufacturer specifies the rated conditional short-circuit current, e.g. 6 kA (graphic symbol ), up to which back-up protection is not required. Also the type of characteristic is specified for such circuit breakers, like overcurrent circuit breakers, for example B16 [1, 2]. If a residual current operated circuit breaker without integral overcurrent protection (RCCB) is installed, as a rule a separate overcurrent protection has to be added (Fig. 1). It is then necessary to check whether the applied overcurrent protection provides adequate back-up protection for the circuit breaker.

2. Requirements of relevant standards The relevant standard [1] requires that RCCB circuit breakers withstand the peak currents is and Joule integrals I2t specified in Tab. 1.

Fig. 1. Circuits with residual current operated circuit breakers: a) RCCB with back-up fuse, b) RCCB with back-up overcurrent circuit breaker, c) RCBO that does not require back-up protection

The Joule integral that a residual current operated circuit breaker withstands should not be lower than I2tw integral of the fuse or circuit breaker that provides its back-up protection. The withstood peak current should not be lower than the cut-off current io of the back-up fuse or overcurrent circuit breaker. It can be concluded on the basis of Tab. 1 that a RCCB with rated continuous current In = 25 A and rated conditional short-circuit current 6 kA should withstand peak current up to is = 1.7 kA and Joule integral up to I2t = 3.7 kA2s. The values required by standard [1] seem to be quite low, and there is a risk of exceeding them, which can damage the RCCB. Manufacturers can deliver RCDs that withstand higher peak currents and Joule integrals than those shown in Tab. 1. They 67

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67–73

In [A]

Inc, IΔc [A]

500

1,000

1,500

3,000

4,500

6,000

10,000

≤ 16

≤ 20

≤ 25

≤ 32

is [kA]

0.45

0.47

0.5

0.57

I2t [kA2s]

0.4

0.45

0.53

0.68

≤ 40

≤ 63

is [kA]

0.65

0.75

0.9

1.18

I2t [kA2s]

0.50

0.90

1.5

2.7

is [kA]

1.02

1.1

1.25

1.5

1.9

2.1

I2t [kA2s]

1.0

1.5

2.4

4.1

9.75

≤ 80

≤ 100

≤ 125

is [kA]

1.1

1.2

1.4

1.85

2.35

3.3

3.5

3.8

3.95

I2t [kA2s]

1.2

1.8

2.7

4.5

8.7

22.5

72.5

is [kA]

1.15

1.3

1.5

2.05

2.7

3.9

4.3

4.8

5.6

I2t [kA2s]

1.45

2.1

3.1

5.0

9.7

82.0

is [kA]

1.3

1.4

1.7

2.3

3.0

4.05

4.7

5.3

5.8

I2t [kA2s]

1.6

2.4

3.7

6.0

11.5

65.0

is [kA]

1.45

1.8

2.2

2.6

3.4

4.3

5.1

6.4

I2t [kA2s]

1.9

2.7

4.0

6.5

60.0

Tab. 1. Peak currents is and Joule integrals I2t withstood by RCCB circuit breaker [1], where: In – rated continuous current of RCCB, Inc – rated conditional short-circuit current of RCCB, IΔc – rated conditional residual short-circuit current of RCCB

then specify the highest allowable initial short-circuit current at the RCD installation point and add a graphic fuse symbol if back-up protection is necessary (Tab. 2). It is therefore assumed that RCCB is back-up protected with a fuse, not with an overcurrent circuit breaker. In practice, the fuse is often replaced by an overcurrent circuit breaker, unfortunately, usually without performing necessary additional analyses. The fuse can be replaced with an overcurrent circuit breaker provided that it reduces the short-circuit current no more than the required fuse, and the overcurrent circuit breaker’s Joule integral does not exceed the corresponding Joule integral of the fuse [3, 4].

Graphic designation

Designation description Short-circuit current capacity 6 kA with back-up fuse gG with rated current Inb ≤ 63 A Short-circuit current capacity 6 kA with back-up fuse gG with rated current Inb ≤ 100 A Short-circuit current capacity 10 kA with back-up fuse gG with rated current Inb ≤ 63 A

Tab. 2. Sample designations of RCCB short-circuit current capacity

3. Overcurrent circuit breakers tests To assess exposure of RCCB with overcurrent circuit breaker back-up protection, laboratory tests of cut-off currents and Joule integrals of selected overcurrent circuit breakers were carried out. Overcurrent circuit breakers with characteristics B, C and D were tested – a total of ten devices from three manufacturers. The test scope included recording of the foregoing parameters at short-circuit currents 1÷5 kA and short-circuit power factor cosφ = 0.4÷0.85 (depending on the short-circuit current). The test bench diagram is shown in Fig. 2. The bench consists of high current segment, which includes switchgear: disconnector OW, operating switch WR, shorting switch ZZ circuit, choke D, resistor R, high current transformer TW, and tested circuit breaker OB. The expected short-circuit current and test circuit parameters are adjusted by the control units, i.e. choke D and resistor R. The tested device current is measured using high-current shunt BW, and the voltage is measured using voltage divider DN. Current and voltage waveforms were recorded by Tektronix devices: TDS 5034B oscilloscope and A6907 optoisolator. 68

Fig. 2. Overcurrent circuit breaker test bench

Each test of a selected overcurrent circuit breaker included a calibration test and a test of a pre-set short-circuit current breaking. The calibration test was aimed at determining the test circuit parameters, which shall allow obtaining the desired short-circuit current (root-mean-square value of the prospective short-circuit current including aperiodic component – Ik and peak shortcircuit current – ip). The test consisted of a metallic short circuit made with clamp Z installed in place of the tested overcurrent circuit breaker. Short-circuit phase angle ΨZ was adjusted by phase controller NF.

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67â&#x20AC;&#x201C;73

Fig. 3. Short-circuit current breaking by overcurrent circuit breaker; Ik = 3.1 kA, ip = 4.5 kA, a) C16 circuit breaker, io = 1.8 kA, I2tw = 4.8 kA2s, b) D20 circuit breaker, io = 2.1 kA, I2tw = 7.9 kA2s

Fig. 4. Short-circuit current breaking by overcurrent circuit breaker; a) D40 circuit breaker, Ik = 1.0 kA, ip = 1.7 kA, io = 1.7 kA, I2tw = 31.3 kA2s, b) C100 circuit breaker, Ik = 4.8 kA, ip = 7.1 kA, io = 6.0 kA, I2tw = 144.6 kA2s; no short-circuit current reduction

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67–73

Switch-on angle ΨZ of shorting switch ZZ was selected so as to obtain the highest possible peak current (current ip), at a specific value of the prospective short-circuit current Ik. The test duration tz was adjusted by time controller NC. For each circuit breaker three tests of breaking short-circuit current Ik pre-set at the calibration test were performed. At each breaking test waveforms were recorded of the current switchedoff by the circuit breaker, and the voltage on its terminals. On the basis of the recorded waveforms cut-off current io and Joule integral I2tw were determined. The Joule integral was calculated after the following formula:

(1) where: tw short-circuit duration from its start until zero current. Sample waveforms of the short-circuit current switching-off by overcurrent circuit breakers are shown in Fig. 3 and 4. The area below i2 waveform (hatched area) equals Joule integral I2tw.

4. Analysis and evaluation of test results 4.1. Analysis and evaluation of test results vs. requirements of the relevant standard [1] On the basis of the tests described in the previous section charts were plotted (Fig. 5–7) of cut-off current io and Joule integral I2tw as functions of prospective short-circuit current Ik. Each chart contains a horizontal line, representing, according to Tab. 1, the maxima of peak current is and Joule integral I2t, which the residual current operated circuit breaker with no integral overcurrent protection, with the specified rated continuous current can withstand. Fig. 5 shows results of the tests of overcurrent circuit breakers B16, C16 and D20. These results were compared with the maximum peak currents and Joule integrals allowable for residual current operated circuit breakers with rated continuous currents In = 16, 25 and 40 A. It follows from comparison of the cut-off current tests results for overcurrent circuit breakers B16 and C16 with the maximum peak current allowable for RCD with In = 16 A (Fig. 5a) that the proper coordination requirement is met only for prospective short-circuit current Ik = 1 kA (cut-off currents of circuit breakers B16 and C16 do not exceed the value allowable for the RCD). Unfortunately, for this prospective shortcircuit current (Ik = 1 kA) the maximum allowable Joule integral was exceeded. Thus, at current Ik = 1 kA B16 and C16 circuit breakers do not back-up protect RCD with In = 16 A, even if the rated continuous currents of the overcurrent circuit breaker and the RCD are the same. It is only slightly better in the case of RCD with In = 25 A. RCD with In = 40 A is back-up protected by circuit breaker B16 and C16 throughout the tested range of prospective short-circuit currents. Circuit breaker D20 is inadequate if the prospective short-circuit current reaches Ik = 5 kA. Also analyzed was the effectiveness of back-up protection of the same RCDs (In = 16, 25, and 40 A) by overcurrent circuit

Fig. 5. Cut-off currents io (a) and Joule integrals I2tw (b) of circuit breakers B16, C16, D20, and the maximum peak current and Joule integral allowable for residual current operated circuit breakers with In = 16, 25, and 40 A

breakers with rated continuous currents even lower than in Fig. 5 (In = 10 A). It turns out that none of the overcurrent circuit breakers provides back-up protection for RCD with rated continuous current In = 16 A. At the prospective short-circuit current Ik = 1 kA Joule integrals I2tw of these overcurrent circuit breakers exceeds the maximum allowable for RCD with In = 16 A (Fig. 6b). Also problematic is back-up protection of RCD with In = 25 A, and even In = 40 A. As regards the latter, at prospective short-circuit current Ik = 5 kA, overcurrent circuit breaker D10 cannot be applied. The tests of overcurrent circuit breakers B25, D40 and D50 (Fig. 7) showed that B25 provides back-up protection for all three tested RCDs (In = 40, 63 and 80 A) when prospective short-circuit current is equal to Ik = 1 ÷ 3 kA. The worst case is for circuit breaker D50 – at currents Ik = 4 and 5 kA it does not provide effective back-up protection even for RCD with In = 80 A. The maximum allowable Joule integrals are exceeded. In view of the requirements of standard [1], it may turn out that the rated continuous current of an overcurrent circuit breaker

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67–73

Fig. 6. Cut-off currents io (a) and Joule integrals I2tw (b) of overcurrent circuit breakers with characteristics B, C, D and rated current In = 10 A, and the maximum peak current and Joule integral allowable for residual current operated circuit breakers with In = 16, 25, and 40 A

Fig. 7. Cut-off currents io (a) and Joule integrals I2tw (b) of overcurrent circuit breakers B25, D40, D50, and the maximum peak current and Joule integral allowable for residual current operated circuit breakers with In = 40, 63, and 80 A

providing back-up protection for RCD will be much smaller than the other one. The smaller it is, the larger the prospective short circuit current will be, and this can lead to economically unjustified solutions.

Manufacturers can deliver RCDs that withstand higher peak currents and Joule integrals than specified in standard [1]. The RCDs are then designated as reported in Tab. 2. RCD with shortcircuit current capacity 6 kA if provided with back-up protection by a fuse with a gG fuse-link with rated current 63 A was analyzed.

Joule integral of B-type overcurrent circuit breakers (manufacturer’s specification) as functions of the prospective short-circuit current. In each graph a horizontal line is plotted, representing the foregoing parameters for gG63 fuse (gG fuse with the highest rated current that warrants RCD back-up protection). It follows from the graphs in Fig. 8 that at prospective shortcircuit current ca. Ik = 4.2 kA, there are no restrictions in the use of B-type overcurrent circuit breakers. In place of the gG63 fuse a B-type overcurrent circuit breaker with rated current up to 63 A can be used. There are some restrictions at prospective short-circuit currents over Ik = 4.2 kA; then the overcurrent circuit breake’s rated current should be lower than 63 A.

According to standard [5], the Joule integral of gG63 fuse element is I2tw = 21,200 A2s. It was found on the basis of catalogue data [6] that at prospective short-circuit current Ik = 6 kA (the maximum allowable for the tested RCD) the fuse cut-off current is io = 4.2 kA. Thus, RCD back-up protected by gG63 fuse will certainly withstand thermal (I2tw = 21,200 A2s) and electrodynamic (io = 4.2 kA) exposures. Replacing the gG63 fuse with an overcurrent circuit breaker was considered. Fig. 8 is a graph of cut-off current and

Specified in Tab. 3 are cut-off currents io and Joule integrals I2tw for selected overcurrent circuit breakers at prospective shortcircuit current Ik = 5 kA. Marked with the gray background are values higher than for gG63 fuse. At short-circuit current Ik = 5 kA B-type circuit breakers are suitable with rated currents not higher than In = 32 A [7]. At Ik = 6 kA these will be circuit breakers with rated currents not higher than In = 20 A (Fig. 8). If such a circuit breaker back-up protects a RCD with rated current, for example,

4.2. Analysis and evaluation of test results vs. device manufacturers’ specifications

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67–73

In = 63 A, it will not allow fully utilising its rated continuous current capacity. Comparison of overcurrent circuit breakers with the same rated continuous current (Tab. 3), but different characteristics (B, C or D), shows that thermal and electrodynamic exposure is the largest with D-type circuit breakers.

5. Final conclusions The studies and analyses show that the replacement of a fuse with an overcurrent circuit breaker as back-up protection of a residual current operated circuit breaker without integral overcurrent protection in each case should be preceded by a thorough analysis. The use of an overcurrent circuit breaker with the same continuous current rating as that of the replaced fuse does not warrant proper coordination. At a relatively high prospective short-circuit current even an overcurrent circuit breaker rated significantly less than the replaced fuse can contribute to damage of the back-up protected RCD. Proper coordination is hampered by the fact that many overcurrent circuit breaker manufacturers do not provide cut-off current characteristics. Therefore, assessment of the respective exposure is difficult without additional laboratory tests.

Cut-off current io [kA]

Joule integral I2tw [A2s]

4.2

21,200

Overcurrent circuit breaker B25

3.8

20,000

Overcurrent circuit breaker B32

3.6

21,000

Overcurrent circuit breaker B40

4.1

24,000

Overcurrent circuit breaker B50

4.15

27,000

Overcurrent circuit breaker B63

4.35

27,000

Overcurrent circuit breaker C40

4.1

23,500

Overcurrent circuit breaker C50

4.45

25,000

Overcurrent circuit breaker C63

4.45

29,000

Overcurrent circuit breaker D40

4.25

30,000

Overcurrent circuit breaker D50

4.6

40,000

Overcurrent circuit breaker D63

4.7

44,000

Overcurrent circuit breaker D40

3.41

23,500

Overcurrent circuit breaker D50

4.08

33,700

Back-up protection device gG63 fuse manufacturer's specification

measurements

Tab. 3. Cut-off currents and Joule integrals of selected devices as specified by manufacturer and measured (for expected short-circuit current Ik = 5 kA)

Fig. 8. Cut-off current io (a) and Joule integral I2tw (b) of B-type overcurrent circuit breakers [6] 72

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67–73

REFERENCES

1. PN-EN 61008-1:2007P Residual current operated circuit breakers without integral overcurrent protection for household and similar uses (RCCB) – Part 1: General rules. 2. IEC TR 60755:2008 General requirements for residual current operated protective devices. 2nd edition. 3. Instalacje elektryczne i teletechniczne. Poradnik montera i inżyniera elektryka [Electrical and communication installations. Fitter and electrical engineer manual], Verlag Dashöfer, Part 5. Zabezpieczenia w instalacjach elektrycznych [Protective devices in electrical installations], Warsaw 2005. 4. Musiał E., Czapp S., Wyłączniki ochronne różnicowoprądowe. Przegląd i charakterystyka współczesnych konstrukcji [Residual current operated circuit breakers. Review and description of state of the art designs] (2), Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych 2008, No. 109, pp. 3–44.

5. PN-HD 60269-2:2010E Low-voltage fuses – Part 2: Supplementary requirements for fuses for use by authorized persons (fuses mainly for industrial application). Examples of standardized systems of fuses A to J. 6. Supplementary Protectors/Miniature Circuit Breakers. Technical Data Catalog, Numbers 1492-SP Series C, Rockwell Automation Publication 1492-TC010D-EN-P – April 2011. 7. Czapp S., Kowalak D., Borowski K., Narażenia cieplne i elektrodynamiczne wyłączników różnicowoprądowych przy ich dobezpieczaniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi, Referat konferencyjny [Thermal and Electrodynamic Risk of Residual Current Devices in the Case of Back-Up Protection by Overcurrent Circuit Breakers, Conference paper], XVI International Conference „Present-Day Problems of Power Engineering” APE’13, Jurata 12–14.06.2013, in: Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2013, No 33 [The Scientific Papers of Faculty of Electrical and Control Engineering], s. 115–118.

Stanisław Czapp Gdańsk University of Technology e-mail: stanislaw.czapp@pg.gda.pl A graduate of Gdańsk University of Technology (1996). An employee of the Faculty of Electrical and Control Engineering of his alma mater. His research activity is related to electrical installations and devices, electric lighting, and in particular protection against electric shock. Author and co-author of many articles and papers, and unpublished studies such as designs and expert evaluations and opinions. SEP Association of Polish Electrical Engineers expert in section 08 Electrical installations and devices.

Daniel Kowalak Gdańsk University of Technology e-mail: daniel.kowalak@pg.gda.pl Graduated from the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology (2006). A research assistant at his alma mater. His research interests include high voltage technology, plasma physics, arc faults and protection against their effects, electric switching arc, and design of electrical apparatus.

Kornel Borowski Gdańsk University of Technology e-mail: kornel.borowski@pg.gda.pl Graduated with Master’s degree in electrical power engineering from the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology (2012). Postgraduate Ph.D. student at the Power Engineering Department of his alma mater. His Ph.D. thesis relates to issues of automatic protections and measurements in power systems. For eight years a designer of power and communication installations.

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 67–73

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 67–73. When referring to the article please refer to the original text. PL

Narażenia cieplne i elektrodynamiczne wyłączników różnicowoprądowych przy ich dobezpieczaniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi Autorzy

Stanisław Czapp Daniel Kowalak Kornel Borowski

Słowa kluczowe

zabezpieczenia różnicowoprądowe, prądy zwarciowe, dobezpieczenie

Streszczenie

Powszechnie stosowane wyłączniki różnicowoprądowe bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego wymagają dobezpieczenia. Jako urządzenia dobezpieczające stosuje się m.in. wyłączniki nadprądowe instalacyjne. W artykule autorzy przedstawili wyniki badań prądów ograniczonych i całek Joule’a wyłączania tych wyłączników oraz omówili zagrożenia, które mogą wystąpić przy dobezpieczaniu wyłączników różnicowoprądowych wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi.

1. Wstęp Obciążalność zwarciowa wyłączników różnicowoprądowych, czyli odporność na cieplne i elektrodynamiczne skutki przepływu prądu zwarciowego, zależy głównie od tego, czy rozpatrywany wyłącznik różnicowoprądowy ma wbudowane zabezpieczenie nadprądowe, czy też nie. Wyłączniki różnicowoprądowe bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego (ang. residual current operated circuit-breakrers without integral overcurrent protection, RCCB) mają niewielką zdolność wyłączania prądu różnicowego – nie mniejszą niż 10-krotna wartość prądu znamionowego ciągłego (jednak nie mniej niż 500 A), więc w praktyce wymagają dobezpieczenia. Dobezpieczenie ma również zapewnić to, że w stanie zamkniętym wyłącznik różnicowoprądowy wytrzyma cieplne i elektrodynamiczne skutki przepływu prądu przy zwarciu między przewodami czynnymi (L-L, L-N). Wyłączniki różnicowoprądowe z wbudowanym zabezpieczeniem nadprądowym (ang. residual current operated circuit-breakrers with integral overcurrent protection, RCBO) mają zdolność wyłączania porównywalną z wyłącznikami a)

nadprądowymi. Producent podaje informację o prądzie znamionowym zwarciowym umownym, np. 6 kA (symbol graficzny 6000 ), do którego nie jest wymagane dobezpieczenie. Wyłączniki takie mają też podany typ charakterystyki, jak wyłączniki nadprądowe, np. B16 [1, 2]. Jeżeli instaluje się wyłącznik różnicowoprądowy bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego (RCCB), to z reguły należy zastosować osobne zabezpieczenie nadprądowe (rys. 1). Niezbędne jest wtedy sprawdzenie, czy zastosowane zabezpieczenie nadprądowe prawidłowo dobezpiecza wyłącznik różnicowoprądowy. 2. Wymagania norm przedmiotowych Norma przedmiotowa [1] wymaga, aby wyłączniki różnicowoprądowe RCCB

1000

1500

I∆n

3000

B, C lub D

4500

I∆n

6000 c)

B, C lub D

I∆n

Rys. 1. Obwody z wyłącznikiem różnicowoprądowym: a) RCCB dobezpieczonym bezpiecznikiem, b) RCCB dobezpieczonym wyłącznikiem nadprądowym instalacyjnym, c) RCBO niewymagającym dobezpieczenia

10 000

Wartość wytrzymywanej całki Joule’a powinna być nie mniejsza niż całka wyłączania I2tw bezpiecznika bądź wyłącznika nadprądowego, który stanowi dobezpieczenie rozważanego wyłącznika różnicowoprądowego. Wytrzymywany prąd szczytowy is powinien być nie mniejszy niż prąd ograniczony io wspomnianego wcześniej bezpiecznika bądź wyłącznika nadprądowego. Rozpatrując wyłącznik różnicowoprądowy o prądzie znamionowym ciągłym In = 25 A i prądzie znamionowym zwarciowym umownym 6 kA, na podstawie tab. 1 można stwierdzić, że wyłącznik ten powinien wytrzymać prąd szczytowy do is = 1,7 kA oraz całkę Joule’a do I2t = 3,7 kA2s. In [A]

Inc, IΔc [A] 500

wytrzymywały prąd szczytowy is oraz całkę Joule’a I2t, których wartości podano w tab. 1.

≤ 16

≤ 20

≤ 25

≤ 32

is [kA]

0,45

0,47

0,5

0,57

I2t [kA2s]

0,4

0,45

0,53

0,68

≤ 40

≤ 63

1,9

2,1

is [kA]

0,65

0,75

0,9

1,18

I2t [kA2s]

0,50

0,90

1,5

2,7

is [kA]

1,02

1,1

1,25

1,5

I2t [kA2s]

1,0

1,5

2,4

4,1

9,75

is [kA]

1,1

1,2

1,4

1,85

2,35

3,3

I2t [kA2s]

1,2

1,8

2,7

4,5

8,7

22,5

is [kA]

1,15

1,3

1,5

2,05

2,7

3,9

I2t [kA2s]

1,45

2,1

3,1

5,0

9,7

is [kA]

1,3

1,4

1,7

2,3

3,0

I2t [kA2s]

1,6

2,4

3,7

6,0

11,5

is [kA]

1,45

1,8

2,2

2,6

I2t [kA2s]

1,9

2,7

4,0

6,5

3,4 12

28 4,05 25 4,3 24

≤ 80

≤ 100

≤ 125

3,5

3,8

3,95

26 4,3 31 4,7 31 5,1 31

42 4,8 45 5,3 48

72,5 5,6 82,0 5,8 65,0

6,4

60,0

Tab. 1. Wytrzymywane przez wyłącznik różnicowoprądowy RCCB wartości prądu szczytowego is i całki Joule’a I2t [1], gdzie: In – prąd znamionowy ciągły wyłącznika różnicowoprądowego, Inc – prąd znamionowy zwarciowy umowny wyłącznika różnicowoprądowego, IΔc – prąd znamionowy różnicowy zwarciowy umowny wyłącznika różnicowoprądowego

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 67–73

Wartości wymagane przez normę [1] wydają się dość niskie i zachodzi ryzyko ich przekroczenia, co może prowadzić do uszkodzenia wyłącznika różnicowoprądowego. Producenci mogą wykonać wyłączniki różnicowoprądowe wytrzymujące większy prąd szczytowy i całkę Joule’a niż podane w tab. 1. Podają oni wtedy największy dopuszczalny prąd zwarciowy początkowy w miejscu zainstalowania wyłącznika różnicowoprądowego i dodają symbol graficzny bezpiecznika, jeśli dobezpieczenie jest konieczne (tab. 2). Zakłada się zatem, że wyłącznik różnicowoprądowy jest dobezpieczony bezpiecznikiem, a nie wyłącznikiem nadprądowym. W praktyce bezpiecznik często zastępuje się wyłącznikiem nadprądowym – niestety,

Rys. 2. Schemat stanowiska do badań wyłączników nadprądowych instalacyjnych

do wartości nie większej, niż czyni to wymagany bezpiecznik, a całka Joule’a wyłączania wyłącznika nadprądowego nie będzie większa niż odpowiednia całka Joule’a tegoż bezpiecznika [3, 4].

Tab. 2. Przykładowe oznaczenia obciążalności zwarciowej wyłączników RCCB

3. Badania wyłączników nadprądowych Żeby ocenić narażenia wyłączników różnicowoprądowych RCCB przy ich dobezpieczeniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi, przeprowadzono badania laboratoryjne prądów ograniczonych i całek Joule’a wyłączania wybranych wyłączników nadprądowych instalacyjnych. Przebadano wyłączniki nadprądowe o charakterystykach typu B, C i D – łącznie dziesięć sztuk trzech producentów. Zakres badań obejmował rejestracje wspomnianych parametrów przy prądach zwarciowych o wartościach 1–5 kA i współczynniku mocy obwodu zwarciowego mieszczącym się w przedziale cosφ = 0,4–0,85 (w zależności od wartości prądu zwarciowego). Schemat stanowiska badawczego przedstawia rys. 2.

zazwyczaj bez wykonania dodatkowych, niezbędnych analiz. Bezpiecznik można zastąpić wyłącznikiem nadprądowym, pod warunkiem że ograniczy on prąd zwarciowy

Stanowisko składa się z części wielkoprądowej, w skład której wchodzi aparatura łączeniowa: odłącznik OW, wyłącznik roboczy WR, załącznik zwarciowy ZZ, dławik D, rezystor R, transformator

Oznaczenie graficzne

100

Opis oznaczenia

6000

Obciążalność zwarciowa 6 kA przy dobezpieczeniu bezpiecznikiem gG o prądzie znamionowym Inb ≤ 63 A

6000

Obciążalność zwarciowa 6 kA przy dobezpieczeniu bezpiecznikiem gG o prądzie znamionowym Inb ≤ 100 A

10000

Obciążalność zwarciowa 10 kA przy dobezpieczeniu bezpiecznikiem gG o prądzie znamionowym Inb ≤ 63 A

wielkoprądowy TW oraz badany wyłącznik OB. Regulacja spodziewanego prądu zwarciowego oraz parametrów obwodu probierczego realizowana jest poprzez zmianę wartości elementów regulacyjnych, tj. dławika D i rezystora R. Pomiar prądu płynącego przez badany aparat realizowano z wykorzystaniem bocznika wielkoprądowego BW, natomiast pomiar napięcia z wykorzystaniem dzielnika napięciowego DN. Rejestrację przebiegów prądu i napięcia przeprowadzono za pomocą oscyloskopu typu TDS 5034B firmy Tektronix oraz optoizolatora typu A6907 firmy Tektronix. W skład każdej próby obejmującej badanie wybranego wyłącznika instalacyjnego wchodziła próba kalibracyjna oraz próba wyłączania określonego prądu zwarciowego. Celem próby kalibracyjnej było określenie parametrów zespołu probierczego, które pozwoliły uzyskać żądane wartości prądu zwarciowego (wartość skuteczną spodziewanego prądu zwarciowego z uwzględnieniem składowej nieokresowej – Ik oraz prąd zwarciowy udarowy – ip). Próbę tę realizowano poprzez wykonanie zwarcia metalicznego zworą Z, instalowaną w miejsce badanego wyłącznika nadprądowego. Regulację kąta fazowego ΨZ załączenia zwarcia realizowano za pomocą nastawnika

Rys. 3. Wyłączanie prądu zwarciowego przez wyłącznik nadprądowy instalacyjny; Ik = 3,1 kA, ip = 4,5 kA, a) wyłącznik C16, io = 1,8 kA, I2tw = 4,8 kA2s, b) wyłącznik D20, io = 2,1 kA, I2tw = 7,9 kA2s

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 67–73

a) b)

Rys. 4. Wyłączanie prądu zwarciowego przez wyłącznik nadprądowy instalacyjny; a) wyłącznik D40, Ik = 1,0 kA, ip = 1,7 kA, io = 1,7 kA, I2tw = 31,3 kA2s b) wyłącznik C100, Ik = 4,8 kA, ip = 7,1 kA, io = 6,0 kA, I2tw = 144,6 kA2s; brak ograniczania prądu zwarciowego

fazowego NF. Kąt ΨZ załączenia załącznika zwarciowego ZZ dobierano tak, aby uzyskać największą z możliwych wartość szczytową prądu (prąd ip), przy określonej wartości spodziewanego prądu zwarciowego Ik. Czas próby tz regulowano za pomocą nastawnika czasowego NC. Dla każdego wyłącznika instalacyjnego przeprowadzono po trzy próby wyłączania prądu zwarciowego Ik nastawionego w trakcie prób kalibracyjnych. Podczas próby wyłączania rejestrowano przebiegi prądu wyłączanego przez wyłącznik oraz napięcia na jego zaciskach. Na podstawie otrzymanych rejestracji wyznaczono prąd ograniczony io i całkę Joule’a wyłączania I2tw. Całkę Joule’a wyłączania obliczono na podstawie zależności:

(1)

gdzie: tw jest czasem od chwili powstania zwarcia do osiągnięcia przez prąd wartości zero. Przykładowe przebiegi wyłączania prądu zwarciowego przez wyłączniki nadprądowe instalacyjne zamieszczono na rys. 3 i 4. Pole pod przebiegiem i2 (zakreskowany obszar) jest równe całce Joule’a wyłączania I2tw. 4. Analiza i ocena wyników badań 4.1. Analiza i ocena wyników badań w świetle wymagań normy przedmiotowej [1] Na p o dst aw ie b a d ań opis anych w poprzednim punkcie opracowano wykresy (rys. 5–7) przedstawiające wartości prądu ograniczonego io i całki Joule’a wyłączania I2tw w funkcji spodziewanego prądu

zwarciowego Ik. Każdy wykres zawiera linię poziomą przedstawiającą, zgodnie z tab. 1, największą wartość prądu szczytowego is i całki Joule’a I2t, którą przetrzyma wyłącznik różnicowoprądowy bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego o określonym prądzie znamionowym ciągłym. Na rys. 5 przedstawiono wyniki badań wyłączników nadprądowych instalacyjnych B16, C16 i D20. Wyniki te zestawiono z największą dopuszczalną wartością prądu szczytowego i całki Joule’a dla wyłączników różnicowoprądowych o prądach znamionowych ciągłych, kolejno In = 16, 25 i 40 A. Jeżeli porównać wyniki badań prądów ograniczonych wyłączników nadprądowych instalacyjnych B16 i C16 z największą dopuszczalną wartością prądu szczytowego wyłącznika różnicowoprądowego o In = 16 A (rys. 5a), to okazuje się, że warunek poprawnej koordynacji jest spełniony tylko dla spodziewanego prądu zwarciowego Ik = 1 kA (prąd ograniczony wyłączników B16 i C16 nie przekracza wartości dopuszczalnej dla wyłącznika różnicowoprądowego). Niestety, dla tego spodziewanego prądu zwarciowego (Ik = 1 kA) jest przekroczona największa dopuszczalna wartość całki Joule’a. Zatem wyłączniki B16 i C16 już przy prądzie Ik = 1 kA nie dobezpieczają wyłącznika różnicowoprądowego o In = 16 A, mimo że prąd znamionowy ciągły wyłączników nadprądowych i wyłącznika różnicowoprądowego jest identyczny. Tylko nieznacznie lepiej jest w przypadku wyłącznika różnicowoprądowego o In = 25 A. Wyłącznik różnicowoprądowy o In = 40 A jest dobezpieczany przez wyłączniki B16 i C16 w całym badanym zakresie spodziewanych prądów zwarciowych. Wyłącznik D20 jest nieodpowiedni, jeżeli spodziewany prąd zwarciowy osiąga wartość Ik = 5 kA.

Analizowano również skuteczność dobezpieczenia tych samych wyłączników różnicowoprądowych (In = 16, 25 i 40 A) przy zastosowaniu wyłączników nadprądowych instalacyjnych o jeszcze mniejszych niż na rys. 5 prądach znamionowych ciągłych (In = 10A). Okazuje się, że żaden z wymienionych wyłączników nadprądowych nie stanowi dobezpieczenia wyłącznika różnicowoprądowego o prądzie znamionowym ciągłym In = 16 A. Już przy spodziewanym prądzie zwarciowym I k = 1 kA całka Joule’a wyłączania I2tw tych wyłączników nadprądowych przekracza wartość dopuszczalną dla wyłącznika różnicowoprądowego o In = 16 A (rys. 6b). Problematyczne jest też dobezpieczanie wyłącznika różnicowoprądowego o In = 25 A, a nawet o In = 40 A. W przypadku tego ostatniego, przy spodziewanym prądzie zwarciowym Ik = 5 kA, nie może być zastosowany wyłącznik nadprądowy D10. Badania wyłączników instalacyjnych B25, D40 i D50 (rys. 7) wykazały, że wyłącznik B25 stanowi dobezpieczenie wszystkich trzech rozważanych wyłączników różnicowoprądowych (In = 40, 63 i 80 A) nawet przy spodziewanym prądzie zwarciowym równym Ik = 5 kA. Pozostałe wyłączniki instalacyjne (D40 i D50) są skutecznym dobezpieczeniem tylko przy prądach Ik = 1 i 2 kA. Co gorsza, wyłącznik instalacyjny D50 przy prądach Ik = 4 i 5 kA nie jest skutecznym dobezpieczeniem nawet wyłącznika różnicowoprądowego o In = 80 A. Przekroczone są największe dopuszczalne wartości całki Joule’a. Biorąc pod uwagę wymagania normy [1], może się okazać, że wyłącznik nadprądowy instalacyjny dobezpieczający wyłącznik

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 67–73

a) 4

io [kA]

B16 C16 D20

40A

25A 16A

różnicowoprądowy będzie charakteryzował się prądem znamionowym ciągłym znacznie mniejszym niż ten drugi. Tym mniejszym, im większy jest spodziewany prąd zwarciowy w rozpatrywanym obwodzie, a to może prowadzić do rozwiązań ekonomicznie nieuzasadnionych. a) 5

Ik [kA]

io [kA]

B25 D40 D50

80A 63A 40A

3 2

1 20

I tw [kA2 s] 2

40A

8 4 0

Ik [kA]

25A 16A 0

Ik [kA]

Rys. 5. Prądy ograniczone io (a) i całki Joule’a wyłączania I2tw (b) wyłączników B16, C16, D20 oraz największy dopuszczalny prąd szczytowy i całka Joule’a dla wyłączników różnicowoprądowych o In = 16, 25 i 40 A

a) 4

io [kA]

B10 C10 D10

40A

25A 16A

1 0

Ik [kA]

Rys. 7. Prądy ograniczone io (a) i całki Joule’a wyłączania I2tw (b) wyłączników B25, D40, D50 oraz największy dopuszczalny prąd szczytowy i całka Joule’a dla wyłączników różnicowoprądowych o In = 40, 63 i 80 A

4.2. Analiza i ocena wyników badań w świetle danych producentów aparatów Producenci mogą dostarczać wyłączniki różnicowoprądowe, które wytrzymują większy prąd szczytowy i całkę Joule’a, niż podaje norma [1]. Wyłączniki są wtedy oznaczane, jak podano w tab. 2. Przeanalizowano wyłącznik różnicowoprądowy o obciążalności zwarciowej 6 kA pod warunkiem dobezpieczenia go bezpiecznikiem z wkładką topikową typu gG o prądzie znamionowym 63 A. Zgodnie z normą [5] całka Joule’a wyłączania wkładki typu gG63 wynosi I2tw = 21 200 A2s. Na podstawie danych katalogowych [6] stwierdzono, że przy spodziewanym prądzie zwarciowym Ik = 6 kA (największym dopuszczalnym dla rozpatrywanego wyłącznika różnicowoprądowego) prąd ograniczony tej wkładki wynosi io = 4,2 kA. Zatem wyłącznik różnicowoprądowy dobezpieczony bezpiecznikiem z wkładką gG63 z pewnością wytrzyma narażenia cieplne (I2tw = 21 200 A2s) i elektrodynamiczne (io = 4,2 kA) [7]. Rozważano zastąpienie bezpiecznika z wkładką gG63 wyłącznikiem nadprądowym instalacyjnym. Na rys. 8 przedstawiono wykres prądu ograniczonego i wykres całki Joule’a, wyłączania wyłączników nadprądowych instalacyjnych typu B (dane producenta), w funkcji spodziewanego prądu zwarciowego. Na każdym wykresie naniesiono linię poziomą, przedstawiającą wspomniane parametry dla wkładki gG63 (wkładki gG o największym prądzie znamionowym, gwarantującym dobezpieczenie wyłącznika różnicowoprądowego). Z wykresów na rys. 8 wynika, że do spodziewanego prądu zwarciowego o wartości ok. Ik = 4,2 kA, nie ma ograniczeń w stosowaniu wyłączników nadprądowych instalacyjnych typu B. W miejsce bezpiecznika z wkładką gG63 mogą być zastosowane wyłączniki typu B o prądzie znamionowym do 63 A. Powyżej spodziewanego prądu zwarciowego

b) 20 16

I2 tw [kA2 s]

40A

8 4 0

25A 16A 0

Ik [kA]

Rys. 6. Prądy ograniczone io (a) i całki Joule’a wyłączania I2tw (b) wyłączników o charakterystykach B, C, D i prądzie znamionowym In = 10 A oraz największy dopuszczalny prąd szczytowy i całka Joule’a dla wyłączników różnicowoprądowych o In = 16, 25 i 40 A

Rys. 8. Prąd ograniczony io (a) i całka Joule’a wyłączania I2tw (b) wyłączników nadprądowych instalacyjnych typu B [6]

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 67–73

Prąd ograniczony io [kA]

Całka Joule’a wyłączania I2tw [A2s]

4,2

21 200

Wyłącznik instalacyjny B25

3,8

20 000

Urządzenie dobezpieczające Bezpiecznik gG63 dane producenta Wyłącznik instalacyjny B32

3,6

21 000

Wyłącznik instalacyjny B40

4,1

24 000

Wyłącznik instalacyjny B50

4,15

27 000

Wyłącznik instalacyjny B63

4,35

27 000

Wyłącznik instalacyjny C40

4,1

23 500

Wyłącznik instalacyjny C50

4,45

25 000

Wyłącznik instalacyjny C63

4,45

29 000

Wyłącznik instalacyjny D40

4,25

30 000

Wyłącznik instalacyjny D50

4,6

40 000

Wyłącznik instalacyjny D63

4,7

44 000

Wyłącznik instalacyjny D40

3,41

23 500

Wyłącznik instalacyjny D50

4,08

33 700

wartości zmierzone

Tab. 3. Deklarowane przez producenta oraz zmierzone prądy ograniczone i całki Joule’a wyłączania wybranych zabezpieczeń (dla spodziewanego prądu zwarciowego Ik = 5 kA)

Ik = 4,2 kA występują ograniczenia, wówczas prąd znamionowy wyłączników nadprądowych powinien być mniejszy niż 63 A. W tab. 3 przedstawiono wartości prądu ograniczonego io i całki Joule’a wyłączania I2tw dla wybranych wyłączników nadprądowych przy spodziewanym prądzie zwarciowym I k = 5 kA. Szarym tłem zaznaczono wartości większe niż dla wkładki topikowej gG63. Przy prądzie zwarciowym Ik = 5 kA w rachubę wchodzą wyłączniki typu B

o prądzie znamionowym nie większym niż In = 32 A. Przy prądzie Ik = 6 kA będą to wyłączniki o prądzie znamionowym nie większym niż In = 20 A (rys. 8). Jeżeli wyłączniki te będą dobezpieczać wyłączniki różnicowoprądowe np. o In = 63 A, to nie pozwolą na pełne wykorzystanie ich prądu znamionowego ciągłego. Jeżeli porównać wyłączniki nadprądowe o tych samych prądach znamionowych ciągłych (tab. 3), ale innych charakterystykach (B, C lub D), to widać, że największe narażenia cieplne i elektrodynamiczne pochodzą od wyłączników typu D. 5. Wnioski końcowe Z przeprowadzonych badań i analiz wynika, że zastąpienie bezpiecznika wyłącznikiem nadprądowym instalacyjnym, jako dobezpieczenia wyłącznika różnicowoprądowego bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego, każdorazowo powinno być poprzedzone dogłębną analizą. Zastosowanie wyłącznika nadprądowego o identycznym jak bezpiecznik prądzie znamionowym ciągłym nie gwarantuje właściwej koordynacji. Przy stosunkowo dużym spodziewanym prądzie zwarciowym nawet wyłącznik nadprądowy o prądzie znamionowym wyraźnie mniejszym niż prąd znamionowy wskazanego bezpiecznika może przyczynić się do uszkodzenia wyłącznika różnicowoprądowego. Właściwą koordynację utrudnia fakt, że wielu producentów wyłączników nadprądowych instalacyjnych nie dostarcza charakterystyk prądu ograniczonego. Zatem bez dodatkowych badań laboratoryjnych trudno ocenić narażenia z tego tytułu. Bibliografia

2. 3.

zabezpieczenia nadprądowego do użytku domowego i podobnego (RCCB) – Część 1: Postanowienia ogólne. IEC TR 60755:2008 General requirements for residual current operated protective devices. 2nd edition. Instalacje elektryczne i teletechniczne. Poradnik montera i inżyniera elektryka, Verlag Dashöfer, Część 5. Zabezpieczenia w instalacjach elektrycznych, Warszawa 2005. Musiał E., Czapp S., Wyłączniki ochronne różnicowoprądowe. Przegląd i charakterystyka współczesnych konstrukcji (2), Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych 2008, nr 109, s. 3–44. PN-HD 60269-2:2010E Bezpieczniki topikowe niskonapięciowe – Część 2: Wymagania dodatkowe dotyczące b e zpie czni ków prze znaczonych do wymiany przez osoby wykwalifikowane (bezpieczniki głównie do stosowania w przemyśle) – Przykłady znormalizowanych systemów bezpiecznikowych od A do J. Supplementary Protectors/Miniature Circuit Breakers. Technical Data Catalog, Numbers 1492-SP Series C, Rockwell Automation Publication 1492-TC010DEN-P – April 2011. Czapp S., Kowalak D., Borowski K., Narażenia cieplne i elektrodynamiczne wyłączników różnicowoprądowych przy ich dobezpieczaniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi, Referat konferencyjny, XVI Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce” APE ’13, Jurata 12–14.06.2013, w: Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2013, nr 33), s. 115–118.

1. PN-EN 61008-1:2007P Wyłączniki różnicowoprądowe bez wbudowanego

Stanisław Czapp

dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: stanislaw.czapp@pg.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej (1996). Jest pracownikiem Wydziału Elektrotechniki i Automatyki swojej macierzystej uczelni. Jego działalność naukowa jest związana z instalacjami i urządzeniami elektrycznymi, oświetleniem elektrycznym, a w szczególnie ochroną przed porażeniem prądem elektrycznym. Jest autorem lub współautorem wielu artykułów i referatów oraz opracowań niepublikowanych o charakterze projektów, ekspertyz i opinii. Jest rzeczoznawcą SEP w dziale 08 Instalacje i urządzenia elektryczne.

Daniel Kowalak

dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: daniel.kowalak@pg.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej, Wydział Elektrotechniki i Automatyki (2006). Zatrudniony jest na stanowisku asystenta na swojej macierzystej uczelni. Obszar jego zainteresowań naukowych to: technika wysokich napięć, fizyka plazmy, zwarcia łukowe i ochrona przed ich skutkami, elektryczny łuk łączeniowy i projektowanie aparatów elektrycznych.

Kornel Borowski

mgr inż. Politechnika Gdańska e-mail: kornel.borowski@pg.gda.pl Ukończył studia magisterskie na kierunku elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2012). Doktorant w Katedrze Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. W ramach realizacji pracy doktorskiej zajmuje się problematyką związaną z automatyką zabezpieczeniową i pomiarami w instalacjach elektroenergetycznych. Od ośmiu lat projektant instalacji elektroenergetycznych i teletechnicznych.

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

Distribution MV and LV Network Optimal Reconfiguration Authors Piotr Helt Piotr Zduńczyk

Keywords distribution power networks, optimization, genetic algorithms

Abstract Reducing power losses in energy distribution is forced by mandatory law. Optimization of network reconfiguration can lead to reducing power losses by even a dozen or so percent. Two methods of network reconfiguration optimization are presented in the paper: the heuristic method and a method based on genetic algorithms. The presented solutions offer the opportunity to optimize medium voltage and low voltage distribution networks at the same time. Calculation results for real distribution network are presented. The presented results indicate a high efficiency of network reconfiguration optimization.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014407

1. Introduction Energy efficiency improvement has become a one of priority tasks in Poland. Reducing losses in the process of electricity distribution is becoming increasingly important, and required by the applicable law. Energy savings goals are set in the Energy Efficiency Act of 15 April 2011 [1]. One of the categories of projects aimed at improving energy efficiency is reduction of electricity losses in transmission and distribution. In particular, these projects include: a) reduction of reactive power flows b) reduction of grid losses in lines and cables c) reduction of losses in transformers. The specific energy efficiency objectives set out in the Second National Energy Efficiency Action Plan for Poland [2] adopted by the Council of Ministers on 17 April 2012 include the reduction of transmission and distribution grid loss rates through the upgrade of existing, and construction of new grids, replacement of low-efficient transformers, and development of distributed generation. According to data published by the Polish Power Transmission and Distribution Association (PTPiREE) [3] the total electricity generation and import in 2010 amounted to 163,968 GWh. The losses and balance differences were equal to 11,851 GWh, or 7.23%. Division of electricity losses by power grid voltage levels is presented in Tab. 1 according to data from [4]. On this basis it can be concluded that the largest losses are those in MV and LV distribution grids. Optimal reconfiguration is a principal capex-less means of loss reduction in power distribution grids. Optimizing grid

[GWh]

400 kV and 220 kV grid

1747

14.6%

110 kV grid

2355

19.7%

MV and LV grid

7857

65.7%

MV grid

3566

29.8%

LV network

4290

35.9%

Tab. 1. Breakdown of electricity losses by grid voltages (2010), source: [4]

configuration can lead to the reduction of aggregated power losses by as much as over ten percent.

2. Optimal configuration determination methods The study compared the results of two optimization methods of MV and LV grid configuration: 1. Power-flow method (developed in France, also known as heuristic method) - its advantage is simplicity and high computation speed 2. AG method – using genetic algorithms. Power-flow algorithm [5] is an approximate method, in its subsequent steps the least loaded lines are disconnected, while controlling the compliance with technical specifications. The power-flow algorithm’s operating principle is as follows: 1. The grid is closed (statuses of the arcs that can be closed are set to “closed”), equal voltages are assumed across all nodes which are supply points. 79

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

2. The current or active power flow is determined (using DC algorithms), the cut-off is allocated to the least loaded line, the compliance with technical requirements is controlled. If the cut-off results in loss of the grid’s integrity, the next line in terms of current or active power flow is eliminated. 3. This procedure continues until a tree type grid is obtained. The reflow algorithm is much faster than the generic mathematical programming algorithms. The paper presents results obtained using the two variants of the power-flow algorithm: 1. AR1 – power flow calucaltion is done only once, before starting the arcs disconnection process 2. AR2 – after every successful cut-off, power flow was again determined. Genetic algorithms belong to the group of random search algorithms, using random selection process as support for the process of finding the optimal solution in an encoded solution space [6, 7]. In every evolution algorithm an individual, who represents a potential solution to the problem, is designed as a data structure. A set of individuals creates a population. The simplest representation is to create an individual in the form of binary string representing a point in the solution space. Also determined is an adaptation function (corresponding to the objective function) for each individual in the population and for the entire population. The process of searching for the optimum starts with a set of points (populations) in the solution space. The task of optimal grid reconfiguration is defined as follows: the optimal cut-off locations in the MV and LV distribution grid should be so determined, as to minimize the total cost of power and electricity losses in a given optimization period, subject to the required constraints. The set of constraints is divided into two groups: 1. Reliability constraints a) The network type is retained (all consumers’ electricity supply is assured, no consumer is two-sided supplied) b) The set of arbitrarily disconnected arcs is retained 2. Technical constraints a) The allowable voltage drops are retained b) No grid element is overloaded. In the power-flow algorithm only reliability constraints are controlled. The solution to the task is based on its specific properties. The following objective function was defined for the AG method, as the total cost of the losses and of the switching operations, including the costs of new switches installation [8, 9]: (1) where: npl – number of changes in switch states with change degree “easy”, Kprl – average cost of switching a switch with change degree “easy”, npt – number of changes in switch states with change degree „difficult”, Kprt – average cost of switching a switch with change degree “difficult”, nlnn – number of new switches in 80

LV network, Kisrnn – average cost of purchase and installation of a new switch in LV network, nlsn – number of new switches in MV grid, Kisrsn – average cost of purchase and installation of a new switch in MV grid. It was assumed that the cost of losses is referred to the power flow at the peak load. Cut-off points are then set for a sufficiently long optimization period T. The grid reconfiguration costs included: 1. Averaged mean cost of a change in the state of a remotelycontrolled switch 2. Averaged mean cost of a change in the state of a manuallycontrolled switch 3. Averaged mean cost of new switch installation in MV grid 4. Averaged mean cost of new switch installation in LV network. For power grid arcs the attribute “degree of change in state” was defined, which could have the following values: • easy – only for an arc that is a switch, meaning its remote control capability • difficult – only for an arc that is a switch, meaning the need to manually change its state • capex – only for an arc that is not a switch, meaning the possibility to install a switch on its one end • impossible – for an arc that is a switch meaning the inability to change its given state, for an arc that is not a switch meaning the impossibility of installing a new switch. There are two AG algorithm based optimization modes: 1. AGB, capex-less mode – possible changes in switch states in the analysed grid 2. AGI, capex mode – states of switches can be changed, as well as of power line sections. AG gene structure ensures compliance with reliability conditions. Individual gene items are the numbers of open switches in loops. After crossover and mutation operations the compliance with reliability requirements is checked, and the gene is properly adjusted, so that the reliability requirements are met. Technical constraints are not incorporated in the objective function, while two penalty functions are defined: for voltage and arc capacity excesses. More weight is assigned to arc flow capacity overruns, as most voltage excesses over allowable limits can be controlled by transformer tap adjustment. For determining the power flow at peak load, the peak loads estimation method [10] is used. Peak loads are determined based on data from the billing system and the measurements made in selected MV/LV substations. The estimation relation is built using genetic algorithms. As a result of the power flow determination for the estimated peak loads, power and energy losses are also obtained. The costs of power and energy losses are calculated for average active power and energy loss unit costs, and an assumed maximum loss duration. For the flow calculations the Newton algorithm for closed grid was used, since the power-flow

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

method requires determination of power flows in a closed grid. Due to the nature of flow calculation by the matrix method, in order to determine the power flows in switches they were substituted with very short line sections with as large cross-sections as possible.

There were two voltage levels (6 kV and 15 kV) in the MV grid area supplied from GPZ1, and three voltage levels (30 kV, 15 kV, and 6 kV) in the MV grid area supplied from GPZ2. Specified in Tab. 2 are basic details of the analyses power grid areas.

3. Distribution grid mapping The real grid’s map for the optimization calculations was retrieved from a GIS system. The grid model includes the following power grid elements: 1. 110 kV/MV transformers (2-winding, 3-winding, split – winding) 2. MV and LV cable and overhead line sections 3. MV and LV switches 4. Receiving nodes supplied from MV or LV grid 5. Distributed generation connected to SN or LV grid nodes. In addition, the model included “LINE CONNECTION” object, which represents a zero-impedance connection. Objects of this type are typically present in GIS systems (used e.g. to improve the readability of power substations’ internal diagrams). Before the optimization calculations the distribution grid mapping is simplified. Eliminated from the model are arcs that are electrically irrelevant, open switches are eliminated from the grid, while closed switches are aggregated with adjacent arcs. Example calculations were performed for the following power grid portions: 1. KSN – area supplied from main substation GPZ1, MV grid only, with no MV/LV transformers 2. LSN – area supplied from main substation GPZ2, MV grid only, with no MV/LV transformers 3. KNN – area supplied from main substation GPZ1, MV and LV grid 4. LNN – area supplied from main substation GPZ2, MV and LV grid.

15 kV

KSN LV network

LSN

Active power load [kW]

KNN

LNN

16,144.6

31,220.4

15,966.7

Reactive power load [kVAr]

31,003.7

4,074.8

7,834.5

3,991.7

7,750.9

No. of arcs

4,599

13,804

40,413

148,522

No. of nodes

4,586

13,766

40,324

148,298

No. of switches

650

1,408

6,009

19,293

Reduced No. of switches

306

796

3,464

16,758

1,236

5,971

15,779

65,353

124

518

225

No. of line sections No. of MW/LV transformers No. of loops

Tab. 2. Details of optimized distribution grid areas

110 kV

15 kV 15 kV

6 kV

15 kV

15 kV 6 kV 15 kV

15 kV

Fig. 1. Diagram of GPZ1 substation supplying KSN and KNN grid areas

30 kV

6 kV

30 kV

6 kV

15 kV

Fig. 2. Diagram of GPZ2 substation supplying LSN and LNN grid areas 81

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

Fig. 3. KSN grid supplied from GPZ1, purple dots – MV/LV transformers – not included in the calculation

Fig. 4. KNN grid supplied from GPZ1, green dots – MV/LV transformers

Shown in Fig. 1 and 2 are diagrams of the main GPZ substations that supply the analysed distribution power grid areas. There are two 110 kV/MV transformers in each GPZ substation. In order to obtain one tree for each area, it was necessary to introduce 110 kV lines connecting the upper sides of the power transformers with a virtual point of supply.

Area

Active power loss

[kW]

[%]

KSN

363.06

1.77

KNN

1620.9

5.19

LSN

473.4

2.96

LNN

2496.3

8.05

Tab. 3. Active power losses for initial sample grids configurations

4. Optimization calculation results In the first stage the power losses were determined for the obtained actual distribution grid configurations. The calculation results are presented in Tab. 3. It was assumed for the optimization calculations that all switches in the analysed power grid areas are characterized by difficult change of state, which means the need to perform the switching manually. Since no details were available of switching constraints, it was assumed that all switches can change their states. Analysis of the load flow calculation results allowed identifying the switches that couldn’t be switched from open to closed – for example, the retrieved grid map included a switch with rated node voltages 6 kV and 15 kV (connected different voltage levels). To perform the genetic algorithms based optimization calculations the ELGrid system for support the development of distribution grids and their operation optimization was used, developed at Globema Ltd., in cooperation with the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology [11].

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

Cost of a MV switch installation

4,000 PLN

Cost of a MV switch installation

400 PLN

Cost of an easy state change

5 PLN

Cost of a difficult state change

100 PLN

Unit cost of active power

36.0 PLN

Unit cost of active power

2.0 PLN

Tab. 4. Unit costs for optimization calculations

Specified in Tab. 4 are unit costs adopted for the calculations. The optimization modes for all areas are designated as follows: • AGB_1: capex-less, non-zero switching cost • AGB_2: capex-less, zero switching cost • AGI_1: capex, non-zero switching cost • AGI_2: capex, zero switching cost • AR1_1: capex-less, one load flow calculation • AR1_2: capex, one load flow calculation • AR2: capex-less, multiple load flow calculations • AG_NN: capex-less, MV grid optimization, then for the optimized MV grid, LV network optimization calculation. This

Mode

Loss

Loss reduction

Energy savings

Switching costs

[kW]

[%]

[kWh/year]

[PLN]

mode applies only to the optimization of MV and LV grid areas (KNN, LNN). In addition, test optimization calculations performed made for areas KSN and LSN, designated in the tables as AR1 + AG and AR2 + AG, are carried out in two steps: determination of initial solution using AR1 and AR2 algorithms and determination of the optimal network using AG method AG (with non-zero switching cost). The KSN area optimization calculation results are given in Tab. 5. The KNN area optimization calculation results are given in Tab. 6. The LSN area optimization calculation results are given in Tab. 7.

Mode

AGB_1

Loss

Loss reduction

Energy savings

Switching costs

[kW]

[%]

[kWh/year]

[PLN]

469

2.2

33,044

n/a

AGB_2

463

1.0

15,225

4,200

AR1_1

455

3.9

59,765

n/a

AG_NN

457

3.6

53,162

11,200

Tab. 6. KNN area optimization calculation results

Mode

Loss

Loss reduction

Energy savings

Switching costs

[kW]

[%]

[kWh/year]

[PLN]

AGB_1

277.0

3.1

28,000

1000

AGB_1

1395

14.0

724,264

3,800

AGB_2

276.7

3.2

28,928

n/a

AGB_2

1393

14.0

728,070

n/a

AGI_1

272.7

4.6

41,760

25,600

AGI_1

1342

17.2

893,570

101,200

AGI 2

272.5

4.7

42,560

n/a

AGI_2

1341

17.3

896,497

n/a

AR1_1

277.0

3.0

27,901

n/a

AR1_1

1491

8.0

415,190

n/a

AR2

1486

8.3

431,270

n/a

AR2

276.9

3.1

28,649

n/a

AR1_2

272.8

4.5

41,493

n/a

AR1+AG

1394

14.0

725,278

n/a

AR2+AG

1394

14.0

726,219

n/a

AR1+AG

277.0

3.0

Tab. 5. KSN area optimization calculation results

27,901

Tab. 7. LSN area optimization calculation results

Fig. 5. Adaptation function: the best (blue line) and average (red line) in each generation, AR1 + AG calculation mode 83

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

Chart of the adaptation function for the genetic algorithm based calculations for the suboptimal initial grid configuration (resulting from AR1 algorithm) is shown in Fig. 5. The LNN area optimization calculation results are given in Tab. 8. Specified in Tab. 9 are times of the genetic algorithm based flow calculations for a single individual. These are average times of

Mode

Loss

Loss reduction

Energy savings

Switching costs

[kW]

[%]

[kWh/year]

[PLN]

AG_NN

2,202

11.8

941,658

7,200

AR1_1

2,280

8.7

691,000

n/a

Tab. 8. LNN area optimization calculation results

Area

KSN

KNN

LSN

LNN

Calculation time [s]

0.25

5.2

1.2

65.4

Tab. 9. Flow calculation times

On the basis of the results quoted here, the generation of a suboptimal solution using the reflow method followed by its fine-tuning using genetic algorithms can be regarded as an effective approach for complex grid systems. This amounts to the adoption of one individual in the initial population, representing the sub-optimal solution. On the basis of the graph shown in Fig. 5 it can be concluded that to find a good solution in this situation 50 to 100 generations may suffice, which will significantly shorten the computation time for large distribution grid areas (with more than 50,000 arcs – line sections, switches, and MV/LV transformers). The calculation times of the optimization tasks solution can be extremely important in the case of availability of data from AMI systems. Once these systems are deployed, customer consumption data will be available at 15 minute intervals. With fast optimization calculation it will be possible to determine the optimal grid configuration for short time intervals. For practical use of the obtained results it will be necessary to significantly increase the number of remotely controlled switches, at least in MV grids. However, such an increase can be expected, since it will significantly reduce the SAIDI and SAIFI indicators, the level of which in Poland is quite high [12]. REFERENCES

these calculations, at the maximum number of iterations equal to 40 and an accuracy equal to 10e-5. The calculations were performed on a computer with the following specification: 1. Processor: AMD Phenom™ II X6 1100T 3.31 GHz – 4 out of 6 available cores were used for the calculations 2. RAM 8 GB 3. Operating System: Windows 7 Professional 64-bit.

5. Final conclusions The paper presents two methods for determining the optimal reconfiguration of MV and LV distribution grids. The power-flow method is less accurate (worse results are obtained), but its big advantage is fast computation. At multiple flow calculations, the total calculation time for the most complex case can be estimated at about four hours – in the LNN area there are 225 loops, for each loop one flow calculation must be made. No results are presented of calculation by the genetic algorithm based method for the LNN area. Such calculations, assuming 300 generations and 40 individuals in each generation, would last approximately 22 hours. It was found that the number of generations needed to determine the optimal distribution grid configuration should be ca. 400. In order to speed up calculation by the genetic algorithms based methods, a simplified algorithm of power flow calculation in an open grid will be introduced. The calculations results for sections of actual distribution grids indicate a high potential for capex-less reduction of losses in distribution grids.

1. The Act of 15 April 2011 on energy efficiency, J. of L. of 2011, No. 94, items 551, 951. 2. Second National Energy Efficiency Action Plan for Poland, 2011, Document adopted by the Council of Ministers on 17 April 2012 [online], http://www.mg.gov.pl/node/15923. 3. http://www.ptpiree.pl/index.php?d=5&s=liczen_2010. 4. Niewiedział E., Niewiedział R., Straty energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym [Electricity losses in the national power system], Elektro.info 2011, No. 12. 5. Le Gal M., Recherche Automatique de schemats de secours dans les reseaux de distributions a moyenne tension, Paris, EdF, 1969. 6. Goldberg D.E, Algorytmy genetyczne i ich zastosowania [Genetic algorithms and their applications], Warsaw 1995. 7. Helt P., Parol M., Piotrowski P. , Metody sztucznej inteligencji w elektroenergetyce, [Artificial intelligence methods in power engineering], Publishing House of Warsaw University of Technology, Warsaw 2012. 8. Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych [Electricity losses in distribution networks], edited by Kulczycki J., PTPiRE, Poznań 2009. 9. Helt P. , Praktyczne aspekty wyznaczania optymalnych rozcięć w sieciach rozdzielczych [Practical aspects of distribution grid optimal reconfiguration], Przegląd Elektrotechniczny [Electrical Review] 2012, No. 8.

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

10. Baczyński D., Parol M., Estymacja obciążeń szczytowych stacji transformatorowych SN/nN za pomocą metod statystycznych oraz metod sztucznej inteligencji [Estimation of MV/LV transformer substation peak loads by statistical methods and artificial intelligence methods], XI. International Scientific Conference “Current Problems in Power Engineering” APE ’03, Gdańsk – Jurata, 11–13 June 2003.

11. Helt P. 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 [Electrical Review] 2011, Vol. 87, No. 2. 12. Kubacki S., Świderski J., Tarasiuk M., Kompleksowa automatyzacja i monitorowanie sieci SN kluczowym elementem poprawy niezawodności i ciągłości dostaw energii [Comprehensive MV grid automation and monitoring as the key element to improve the reliability and continuity of electricity supply], Acta Energetica 2012, No. 1.

Piotr Helt Warsaw University of Technology e-mail: piotr.helt@ien.pw.edu.pl A graduate of Warsaw University of Technology (1987). Employed at the Faculty of Electrical Engineering of his alma mater. Since 2010 also a Smart Grid consultant at Globema sp. z o.o. Previously a design engineer at Electrical Equipment Factory, and IT systems coordination specialist at Warsaw’s Stoen Power Distribution Company. 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 optimization 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 Zduńczyk Globema sp. z o.o. e-mail: piotr.zdunczyk@globema.pl Graduated from the Faculty of Mathematics and Computer Science of Warsaw University of Technology. He develops the ElGrid system for support of power distribution grids optimization and operation at Globema. His areas of interest include GIS systems, numerical methods, and artificial intelligence methods, and their applications in optimization tasks.

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 79–85

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 79–85. When referring to the article please refer to the original text. PL

Optymalizacja konfiguracji dla sieci rozdzielczych SN i nN Autorzy

Piotr Helt Piotr Zduńczyk

Słowa kluczowe

sieci rozdzielcze, optymalizacja, algorytmy genetyczne

Streszczenie

Zmniejszanie strat w procesie dystrybucji energii elektrycznej wynika z obowiązującego prawa. Optymalizacja konfiguracji sieci może doprowadzić do zmniejszenia sumarycznych strat mocy nawet o kilkanaście procent. W artykule porównano metody optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych: rozpływową i opartą na algorytmach genetycznych. Przedstawione rozwiązania umożliwiają wyznaczanie optymalnych rozcięć jednocześnie w sieci SN oraz nN. Zaprezentowano wyniki obliczeń dla rzeczywistych fragmentów sieci rozdzielczej, wskazujące na dużą efektywność optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych.

1. Wprowadzenie Poprawa efektywności energetycznej stała się w Polsce jednym z priorytetowych zadań. Zmniejszanie strat w procesie dystrybucji energii elektrycznej jest coraz bardziej istotne, prowadzenie działań w tym zakresie wynika z obowiązującego prawa. W Ustawie o efektywności energetycznej z 15 kwietnia 2011 roku [1] określono cele w zakresie oszczędności energii. Jedną z kategorii przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej jest zmniejszenie strat energii elektrycznej w przesyle lub dystrybucji. W szczególności do przedsięwzięć tych zaliczono: a) ograniczenie przepływów mocy biernej b) ograniczenie strat sieciowych w ciągach liniowych c) ograniczenie strat w transformatorach. W Drugim Krajowym Planie Działań dotyczącym efektywności energetycznej dla Polski [2], przyjętym przez Radę Ministrów 17 kwietnia 2012 roku, wśród szczegółowych celów w obszarze efektywności energetycznej wymieniono m.in. zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji poprzez m.in. modernizację obecnych i budowę nowych sieci, wymianę transformatorów o niskiej sprawności oraz rozwój generacji rozproszonej. Zgodnie z danymi publikowanymi przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) [3] produkcja oraz import energii elektrycznej w 2010 roku wyniosły łącznie 163 968 GWh. Straty i różnice bilansowe równe były 11 851 GWh, czyli 7,23%. Rozdział strat energii elektrycznej na poszczególne poziomy napięć sieci elektroenergetycznych przedstawiono w tab. 1 wg danych z [4]. Na ich podstawie można stwierdzić, że najwięcej strat występuje w rozdzielczych sieciach SN i nN. Optymalizacja konfiguracji jest jednym z podstawowych działań bezinwestycyjnych, prowadzących do zmniejszania strat w elektroenergetycznej sieci rozdzielczej. Wprowadzenie metod optymalizacyjnych może doprowadzić do zmniejszenia sumarycznych strat mocy nawet o kilkanaście procent.

2. Metody wyznaczania optymalnej konfiguracji W pracy porównano wyniki dwóch metod optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych SN i nN: 1. Rozpływowej (francuskiej, nazywanej także heurystyczną) – zaletą tej metody jest jej prostota oraz duża szybkość obliczeń 2. AG – wykorzystującej algorytmy genetyczne. Algorytm rozpływowy [5] jest metodą przybliżoną, dokonuje się w nim w kolejnych krokach wyłączeń linii najmniej obciążonych, kontrolując spełnienie warunków technicznych. Zasada działania algorytmu rozpływowego jest następująca: 1. Zamyka się sieć (stany możliwych do zamknięcia łuków ustawione na „zamknięty”), zakłada się równość napięć we wszystkich węzłach będących punktami zasilania 2. Wyznacza się rozpływ prądu lub mocy czynnych (wykorzystując algorytmy stałoprądowe), rozcięcie lokuje się w linii najmniej obciążonej, sprawdzając spełnienie warunków technicznych. Jeśli rozcięcie powoduje utratę spójności sieci, to eliminuje się następną co do wartości przepływu prądu lub mocy czynnej linię 3. Postępowanie takie trwa aż do momentu otrzymania sieci typu drzewo. Algorytm rozpływowy jest znacznie szybszy od ogólnych algorytmów programowania matematycznego. W artykule przedstawiono wyniki uzyskane z wykorzystaniem dwóch wariantów algorytmu rozpływowego: 1. AR1 – rozpływ mocy wykonany był jedynie raz, przed rozpoczęciem procesu wyłączania łuków 2. AR2 – po każdym skutecznym wykonaniu rozcięcia wyznaczany był ponownie rozpływ mocy. Algorytmy genetyczne należą do grupy algorytmów poszukiwania losowego, wykorzystując losowy wybór jako wspomaganie procesu poszukiwania optymalnego rozwiązania w zakodowanej przestrzeni rozwiązań [6, 7]. W każdym algorytmie ewolucyjnym osobnik reprezentujący potencjalne rozwiązanie problemu projektowany jest jako pewna struktura danych.

[GWh]

[%]

Sieć 400 i 220 kV

1747

14,6%

Sieć 110 kV

2355

19,7%

Sieć SN i nN

7857

65,7%

Sieć SN

3566

29,8%

Sieć nN

4290

35,9%

Tab. 1. Straty dla poszczególnych poziomów napięć (2010), źródło: [4]

Zbiór osobników tworzy populację. Najprostszą reprezentacją jest utworzenie osobnika w postaci łańcucha binarnego, reprezentującego punkt w przestrzeni rozwiązań. Określa się również funkcję przystosowania (odpowiadającą funkcji celu), wyznaczaną dla każdego osobnika w populacji oraz dla całej populacji. Proces poszukiwania optimum rozpoczyna się z pewnego zbioru punktów (populacji) w przestrzeni rozwiązań. Zadanie optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych definiuje się następująco: należy tak ustalić optymalne miejsca rozcięć w sieci rozdzielczej SN i nN, by zminimalizować całkowite koszty strat mocy i energii elektrycznej w przyjętym okresie optymalizacji, przy spełnieniu wymaganych ograniczeń. Zbiór ograniczeń podzielono na dwie grupy: 1. Ograniczenia niezawodnościowe a) Zachowanie typu układu (zapewnienie zasilania w energię elektryczną wszystkich odbiorców, niedopuszczenie do dwustronnego zasilania żadnego odbiorcy) b) Zachowanie zbioru łuków wyłączonych arbitralnie 2. Ograniczenia techniczne a) Zachowanie dopuszczalnych spadków napięć b) Nieprzeciążenie żadnego z elementów sieci. W algorytmie rozpływowym są kontrolowane wyłącznie ograniczenia niezawodnościowe. Rozwiązanie zadania bazuje na jego szczególnych właściwościach.

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 79–85

Dla metody AG zdefiniowano następującą funkcję celu, będącą sumą kosztów strat oraz kosztów wykonania przełączeń wraz z kosztami instalacji nowych łączników [8, 9]:

(1)

gdzie: npl – liczba zmian stanów łączników o stopniu zmiany stanu „łatwy”, Kprl – średni koszt przełączenia pojedynczego łącznika o stopniu zmiany stanu „łatwy”, npt – liczba zmian stanów łączników o stopniu zmiany stanu „trudny”, Kprt – średni koszt przełączenia pojedynczego łącznika o stopniu zmiany stanu „trudny”, nlnn – liczba nowych łączników w sieci nN, Kisrnn – średni koszt zakupu i instalacji nowego łącznika w sieci nN, nlsn – liczba nowych łączników w sieci SN, Kisrsn – średni koszt zakupu i instalacji nowego łącznika w sieci SN. Przyjęto, że o wartości kosztów strat decyduje rozpływ mocy w szczycie obciążenia. Punkty rozcięć ustalane są wówczas dla odpowiednio długiego okresu optymalizacji T. W skład kosztów zmiany konfiguracji sieci zaliczono: 1. Uśrednione koszty zmiany stanu łącznika zdalnie sterowanego 2. Uśrednione koszty zmiany stanu łącznika sterowanego ręcznie 3. Uśrednione koszty instalacji nowego łącznika w sieci SN 4. Uśrednione koszty instalacji nowego łącznika w sieci nN. Dla łuków sieci elektroenergetycznej zdefiniowano atrybut „stopień zmiany stanu”, mogący przybierać następujące wartości: • łatwy – tylko dla łuków będących łącznikami, oznacza możliwość zdalnego sterowania łącznikiem • trudny – tylko dla łuków będących łącznikami, oznacza konieczność ręcznej zmiany stanu łącznika • inwestycyjny – tylko dla łuków niebędących łącznikami, oznacza możliwość zainstalowania łącznika na jednym z końców łuku • niemożliwy – dla łuków będących łącznikami oznacza niemożność zmiany zadanego stanu łącznika, dla łuków niebędących łącznikami oznacza niemożność instalacji nowego łącznika.

KSN Sieć nN

LSN

KNN

LNN

Moc czynna odbierana [kW]

16 144,6

31 220,4

15 966,7

31 003,7

Moc bierna odbierana [kVar]

4 074,8

7 834,5

3 991,7

7 750,9

Liczba łuków

4 599

13 804

40 413

148 522

Liczba węzłów

4 586

13 766

40 324

148 298

Liczba łączników

650

1 408

6 009

19 293

Zredukowana liczba łączników

306

796

3 464

16 758

1 236

5 971

15 779

65 353

124

518

225

Liczba odcinków linii Liczba trf. SN/nN Liczba pętli

Tab. 2. Dane optymalizowanych fragmentów sieci rozdzielczych

Ograniczenia techniczne nie zostały wprowadzone do funkcji celu, natomiast zdefiniowane zostały dwie funkcje karne: dla przekroczeń napięciowych oraz dla przekroczenia przepustowości łuków. Większa waga została przyporządkowana przekroczeniom przepustowości łuków, przekroczenie dopuszczalnych poziomów napięć jest najczęściej możliwe przez regulację zaczepów w transformatorach. W celu wyznaczenia rozpływu mocy w szczycie obciążenia wykorzystano metodę estymacji obciążeń szczytowych [10]. Obciążenia szczytowe wyznaczane są na podstawie danych z systemu bilingowego oraz pomiarów dokonanych w wybranych stacjach SN/nN. Zależność estymacyjna budowana jest z wykorzystaniem algorytmów genetycznych. W wyniku wyznaczenia rozpływów mocy dla otrzymanych z estymacji obciążeń szczytowych uzyskuje się również wartości strat mocy i energii. Koszty strat mocy i energii wyznacza się, przyjmując średnie jednostkowe koszty mocy czynnej i strat energii oraz zakładając czas trwania strat maksymalnych. Do obliczeń rozpływowych zastosowano algorytm Newtona dla sieci zamkniętej, metoda rozpływowa wymaga wyznaczania rozpływów mocy w sieci zamkniętej. Ze względu na charakter rozpływowych obliczeń metodą macierzową, w celu wyznaczenia przepływów mocy w łącznikach zostały one zamienione na bardzo krótkie odcinki linii o możliwe dużym przekroju.

3. Odwzorowanie sieci rozdzielczej Odwzorowanie sieci rzeczywistej do obliczeń optymalizacyjnych pozyskane zostało z systemu GIS. W modelu sieci uwzględnione są następujące elementy sieci elektroenergetycznej: 1. Transformatory 110 kV/SN (2-uzwojeniowe, 3-uzwojeniowe, z uzwojeniami dzielonymi) 2. Odcinki linii kablowych oraz napowietrznych SN i nN 3. Łączniki SN oraz nN 4. Węzły odbiorcze zasilane z sieci SN lub nN 5. Generacja rozproszona przyłączona do węzłów sieci SN lub nN. Dodatkowo w modelu znalazł się obiekt „LINE CONNECTION”, będący reprezentantem połączenia o zerowej impedancji. Obiekt tego typu na ogół występuje w systemach GIS (stosowany np. w celu zwiększenia czytelności schematów wewnętrznych stacji elektroenergetycznych). Przed rozpoczęciem obliczeń optymalizacyjnych upraszczane jest odwzorowanie sieci rozdzielczej. Eliminowane są z modelu łuki nieistotne ze względów elektrycznych, łączniki otwarte eliminowane są z sieci, natomiast łączniki zamknięte są agregowane z łukami sąsiednimi. Obliczenia przykładowe zrealizowano dla następujących fragmentów sieci elektroenergetycznej: 1. KSN – obszar zasilany przez GPZ1, wyłącznie sieć SN, bez transformatorów SN/nN

Optymalizacja dla algorytmu AG może być realizowana w dwóch trybach: 1. AGB, tryb bezinwestycyjny – możliwe są zmiany stanów wyłącznie łączników w analizowanej sieci 2. AGI, tryb inwestycyjny – zmiany stanów mogą dotyczyć zarówno łączników, jak też odcinków linii elektroenergetycznych. Konstrukcja genu dla AG zapewnia spełnienie warunków niezawodnościowych. Poszczególne pozycje genu oznaczają numery otwartych łączników w pętlach. Po operacjach krzyżowania i mutacji wykonywana jest kontrola spełnienia warunków niezawodnościowych i gen jest odpowiednio korygowany, tak aby warunki niezawodnościowe zostały spełnione.

Rys. 1. Schemat GPZ1 dla sieci KSN, KNN

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 79–85

Obszar

Straty mocy czynnej

[kW]

[%]

KSN

363,06

1,77

KNN

1620,9

5,19

LSN

473,4

2,96

LNN

2496,3

8,05

Tab. 3. Straty mocy czynnej dla wejściowych konfiguracji sieci przykładowych

Rys. 2. Schemat GPZ2 dla sieci LSN, LNN

2. LSN – obszar zasilany przez GPZ2, wyłącznie sieć SN, bez transformatorów SN/nN 3. KNN – obszar zasilany przez GPZ1 obejmujący sieć SN i nN 4. LNN – obszar zasilany przez GPZ2 obejmujący sieć SN i nN. Sieć SN w obszarze zasilanym przez GPZ1 miała dwa poziomy napięć (6 kV i 15kV), natomiast w sieci SN, zasilanej z GPZ2, występowały trzy poziomy napięć (30 kV, 15 kV i 6 kV). W tab. 2 przedstawiono podstawowe dane dotyczące analizowanych fragmentów rozdzielczych sieci elektroenergetycznych.

Na rys. 1 i 2 przedstawiono schematy GPZ zasilających analizowane obszary rozdzielczych sieci elektroenergetycznych. W każdym z GPZ znajdują się dwa transformatory o górnym napięciu na poziomie 110 kV. W celu uzyskania jednego drzewa dla każdego z obszarów konieczne było wprowadzenie linii 110 kV łączących górne strony transformatorów zasilających z wirtualnym punktem zasilającym. Na rys. 3 i 4 przedstawiono mapę sieci rozdzielczej dla obszaru zasilania GPZ1.

4. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych W pierwszym etapie prac wyznaczono straty mocy dla pozyskanych rzeczywistych konfiguracji sieci rozdzielczych. Wyniki obliczeń podano w tab. 3. W obliczeniach optymalizacyjnych przyjęto, że wszystkie łączniki w analizowanych obszarach sieci elektroenergetycznej charakteryzują się trudną zmianą stanu, co odpowiada konieczności ręcznego wykonywania przełączeń. Nie były dostępne dane dotyczące ograniczeń zmiany stanów łączników, przyjęto, że dla wszystkich łączników możliwa jest zmiana stanu. Analiza wyników obliczeń rozpływowych pozwoliła na identyfikację łączników, dla których niemożliwa była zmiana stanu z otwartego na zamknięty – w pozyskanym odwzorowaniu sieci występował np. łącznik o napięciach znamionowych węzłów 6 kV i 15 kV (łączył różne poziomy napięć). Do wykonania obliczeń optymalizacyjnych z wykorzystaniem algorytmów genetyczKoszt instalacji łącznika SN

4000 zł

Koszt instalacji łącznika nN

400 zł

Koszt łatwej zmiany stanu

5 zł

Koszt trudnej zmiany stanu

100 zł

Jednostkowy koszt mocy czynnej

36,0 zł

Jednostkowy koszt mocy czynnej Jednostkowy koszt strat energii Czas trwania strat maksymalnych

2,0 zł 0,25 zł 1600 godz.

Tab. 4. Współczynniki kosztów dla obliczeń optymalizacyjnych

Rys. 3. Sieć KSN zasilana z GPZ1, fioletowe punkty – transformatory SN/nN – nie występują w odwzorowaniu do obliczeń

Rys. 4. Sieć KNN zasilana z GPZ1, zielone punkty – transformatory SN/nN

nych wykorzystano system wspomagania rozwoju i optymalizacji pracy rozdzielczych sieci energetycznych ELGrid, opracowany w firmie Globema sp. z o.o., przy współpracy z Instytutem Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej [11]. W tab. 4 podano przyjęte do obliczeń współczynniki kosztów. Oznaczenia trybów optymalizacji dla wszystkich obszarów są następujące: • AGB_1: tryb bezinwestycyjny, niezerowe koszty przełączeń • AGB_2: tryb bezinwestycyjny, zerowe koszty przełączeń • AGI_1: tryb inwestycyjny, niezerowe koszty przełączeń • AGI_2: tryb inwestycyjny, zerowe koszty przełączeń • AR1_1 – tryb bezinwestycyjny, jednokrotne wykonanie obliczeń rozpływowych

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 79–85

Tryb

Koszt przełączeń

Straty

Zmniejszenie strat

Oszczędność energii

[kW]

[%]

[kWh/rok]

[zł]

AGB_1

277,0

3,1

28 000

1000

AGB_2

276,7

3,2

28 928

AGI_1

272,7

4,6

41 760

25 600

AGI_2

272,5

4,7

42 560

AR1_1

277,0

3,0

27 901

AR2

276,9

3,1

28 649

AR1_2

272,8

4,5

41 493

AR1+AG

277,0

3,0

27 901

Straty

Zmniejszenie strat

Oszczędność energii

Koszt przełączeń

[kW]

[%]

[kWh/rok]

[zł]

AGB_1

469

2,2

33 044

AGB_2

463

1,0

15 225

4 200

AR1_1

455

3,9

59 765

AG_NN

457

3,6

53 162

11 200

Tab. 6. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru KNN

Tryb

Straty

Zmniejszenie strat

Oszczędność energii

Koszt przełączeń

[kW]

[%]

[kWh/rok]

[zł]

AGB_1

1395

14,0

724 264

3 800

AGB_2

1393

14,0

728 070

AGI_1

1342

17,2

893 570

101 200

AGI_2

1341

17,3

896 497

AR1_1

1491

8,0

415 190

AR2

1486

8,3

431 270

AR1+AG

1394

14,0

725 278

AR2+AG

1394

14,0

726 219

Tab. 7. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru LSN

Rys. 5. Wykres funkcji przystosowania: najlepszej (niebieska linia) i średniej (czerwona linia) w każdym pokoleniu, tryb obliczeń AR1 + AG

• AR1_2: tryb inwestycyjny, jednokrotne wykonanie obliczeń rozpływowych • AR2: tryb bezinwestycyjny, wielokrotne wykonanie obliczeń rozpływowych

Dla obszaru KSN wyniki obliczeń optymalizacyjnych podano w tab. 5. Dla obszaru KNN wyniki obliczeń optymalizacyjnych podano w tab. 6.

Tab. 5. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru KSN

Tryb

optymalizacji obszarów zawierających sieć SN i nN (KNN, LNN). Dodatkowo wykonano jeszcze dla obszarów KSN i LSN optymalizacyjne obliczenia testowe, oznaczone w tabelach jako AR1 + AG oraz AR2 + AG, wykonywane w dwóch krokach: • Wykorzystanie algorytmu AR1 lub AR2 do wyznaczenia rozwiązania wstępnego • Wyznaczenie sieci optymalnej z wykorzystaniem metody AG (z niezerowymi wartościami kosztów zmiany stanu).

AG_NN – tryb bezinwestycyjny, optymalizowana sieć SN, następnie przy optymalnej sieci SN wykonanie obliczeń optymalizacyjnych dla sieci nN. Tryb dotyczy wyłącznie

Dla obszaru LSN wyniki obliczeń optymalizacyjnych podano w tab. 7. Wykres funkcji przystosowania dla obliczeń wykonanych algorytmem genetycznym dla suboptymalnej wejściowej konfiguracji sieci (uzyskanej jako wynik działania algorytmu AR1), pokazano na rys. 5. Dla obszaru LNN wyniki obliczeń optymalizacyjnych podano w tab. 8. W tab. 9 podano czasy wykonywania w algorytmie genetycznym obliczeń rozpływowych dla jednego osobnika. Są to średnie czasy wykonywania tych obliczeń, przy maksymalnej liczbie iteracji równej 40 i dokładności równej 10e-5. Obliczenia wykonywano na komputerze o następujących parametrach: 1. Procesor AMD Phenom™ II X6 1100T 3,31 GHz – do obliczeń wykorzystywane 4 rdzenie procesora z 6 dostępnych 2. Pamięć RAM 8 GB 3. System operac yjny Windows 7 Professional 64-bit. 5. Wnioski końcowe W artykule przedstawiono dwie metody wyznaczania konfiguracji optymalnych rozcięć dla rozdzielczych sieci SN i nN. Metoda rozpływowa jest metodą mniej dokładną (uzyskiwane są gorsze wyniki), jednak jej dużą zaletą jest szybki czas obliczeń. Przy wielokrotnym wykonywaniu obliczeń rozpływowych można oszacować łączny czas tych obliczeń dla najbardziej złożonego przypadku na ok. 4 godziny – w obszarze LNN jest 225 pętli, dla każdej pętli należy wykonać jedno wyznaczanie rozpływów. Nie zamieszczono wyników obliczeń dla metody opartej na algorytmie genetycznym dla obszaru LNN. Obliczenia takie, przy założeniu 300 pokoleń i 40 osobników w każdym pokoleniu, trwałyby ok. 22 godzin. Stwierdzono, że do wyznaczenia optymalnej konfiguracji sieci rozdzielczej należałoby ustalić liczbę pokoleń na ok. 400. W celu przyspieszenia obliczeń dla metod opartych na algorytmach genetycznych zostanie wprowadzony uproszczony algorytm wyznaczania rozpływów mocy dla sieci otwartej. Wyniki obliczeń dla fragmentów rzeczywistych sieci dystrybucyjnych wskazują na duże możliwości ograniczania strat w sieciach dystrybucyjnych w sposób bezinwestycyjny.

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 79–85

Tryb

Oszczędność energii

Koszt przełączeń

Straty

Zmniejszenie strat

[kW]

[%]

[kWh/rok]

[zł]

AG_NN

2 202

11,8

941 658

7 200

AR1_1

2 280

8,7

691 000

Tab. 8. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru LNN

Obszar

KSN

KNN

LSN

LNN

Czas obliczeń [s]

0,25

5,2

1,2

65,4

Tab. 9. Czasy obliczeń rozpływowych

Na podstawie przytoczonych wyników za skuteczne podejście dla złożonych układów sieciowych uznać można wygenerowanie rozwiązania suboptymalnego z wykorzystaniem metody rozpływowej, a następnie dokonanie poprawy tego rozwiązania z wykorzystaniem algorytmów genetycznych. Sprowadza się to do przyjęcia jednego z osobników w populacji początkowej, reprezentującego otrzymane rozwiązanie suboptymalne. Na podstawie wykresu pokazanego na rys. 5 można wyciągnąć wniosek, że do znalezienia dobrego rozwiązania w tej sytuacji może wystarczyć od 50 do 100 pokoleń, co znacznie skróci czas obliczeń dla dużych obszarów sieci rozdzielczych (zawierających ponad 50 tysięcy łuków – odcinków linii, łączników i transformatorów SN/nN). Czas obliczeń podanego zagadnienia optymalizacyjnego może być niezwykle istotny w przypadku dysponowania danymi z systemów AMI. Przy ich wprowadzeniu

do tych systemów będą dostępne dane dotyczące zużycia energii odbiorców w okresach 15-minutowych. Przy szybkich obliczeniach optymalizacyjnych możliwe będzie wyznaczanie optymalnej konfiguracji sieci dla krótkich odcinków czasu. W celu praktycznego wykorzystania otrzymywanych wyników niezbędne będzie znaczące zwiększenie liczby zdalnie sterowanych łączników, przynajmniej w sieciach średniego napięcia. Można jednak spodziewać się wzrostu liczby takich łączników – zwiększenie ich liczby wpłynie znacząco na zmniejszenie wskaźników SAIDI i SAIFI, których poziom jest w Polsce dość wysoki [12]. Bibliografia 1. Ustawa z 15 kwietnia 2011 roku o efektywności energetycznej, Dz.U. z 2011 r., nr 94, poz. 551, 951. 2. Drugi Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej dla Polski, 2011. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 17 kwietnia 2012 roku [online], http://www.mg.gov.pl/node/15923. 3. h t t p : / / w w w. p t p i r e e . p l / i n d e x . php?d=5&s=liczen_2010.

4. Niewiedział E., Niewiedział R., Straty energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym, Elektro.info 2011, nr 12. 5. Le Gal M., Recherche Automatique de schemats de secours dans les reseaux de distributions a moyenne tension, Paris, EdF, 1969. 6. Goldberg D.E, Algorytmy genetyczne i ich zastosowania, Warszawa 1995. 7. Helt P., Parol M., Piotrowski P., Metody sztucznej inteligencji w elektroenergetyce, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2012. 8. Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych, red. Kulczycki J., PTPiRE, Poznań 2009. 9. Helt P., Praktyczne aspekty wyznaczania optymalnych rozcięć w sieciach rozdzielczych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2012, nr 8. 10. Baczyński D., Parol M., Estymacja obciążeń szczytowych stacji transformatorowych SN/nN za pomocą metod statystycznych oraz metod sztucznej inteligencji, XI Międzynarodowa Konferencja „Aktualne problemy w elektroenergetyce” APE ’03, Gdańsk – Jurata, 11–13 czerwca 2003. 11. Helt P. i in., Koncepcja systemu ElGrid do optymalizacji pracy i rozwoju rozdzielczych sieci energetycznych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2011, r. 87, nr 2. 12. Kubacki S., Świderski J., Tarasiuk M., Kompleksowa automatyzacja i monitorowanie sieci SN kluczowym elementem poprawy niezawodności i ciągłości dostaw energii, Acta Energetica 2012, nr 1.

Piotr Helt

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: piotr.helt@ien.pw.edu.pl Absolwent Politechniki Warszawskiej (1987). Pracuje na Wydziale Elektrycznym swojej macierzystej uczelni. Od 2010 roku zatrudniony również w Globema sp. z o.o. na stanowisku konsultanta ds. systemów Smart Grid. Pracował m.in. w Fabryce Aparatury Elektrycznej jako konstruktor, w Stołecznym Zakładzie Energetycznym SA oraz na stanowisku specjalisty ds. koordynacji systemów informatycznych. Obszar zainteresowań zawodowych: systemy informacji geograficznej – w szczególności 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 Zduńczyk

mgr inż. Globema sp. z o.o. e-mail: piotr.zdunczyk@globema.pl Absolwent Wydziału Matematyki i Nauk Informatycznych Politechniki Warszawskiej. Zajmuje się rozwojem systemu wspomagania eksploatacji i optymalizacji pracy dystrybucyjnej sieci energetycznej – ELGrid w firmie Globema. Obszarem jego zainteresowań są systemy z GIS, metody numeryczne oraz metody sztucznej inteligencji i ich wykorzystanie w zadaniach optymalizacyjnych.

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 91–96

The Hel Peninsula – Smart Grid Pilot Project Authors Sławomir Noske Marek Wawrzyniak

Keywords Smart Grid, DMS, AMI

Abstract The paper presents the scope and results of engineering, and the scope of Smart Grid deployment in the Hel Peninsula. The following functionalities will be described: Fault Detection, Isolation & Recovery – FDIR function, Integrated Volt/Var Control (IVVC) function, advanced supervision of LV grid, including distributed energy resources. The paper contains implementation results and research findings, as well as preliminary cost-benefit analysis of the project. Moreover, since Smart Metering and Smart Grid projects are being deployed in the same region – the Hel Peninisula – the benefit achieved by merging the two projects will be explained.

DOI: DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014408

1. General information Development of the power sector in the European Union, including Poland, in the coming years will be based on sustainable development, and will entail widespread use of renewable energy sources, and promote increased energy use efficiency. Changes in the generation mix, including extensive use of distributed energy sources will result in: • growing importance of large networks for connection of load centres and large-scale centralized renewable generation • development of small local grid clusters, providing ancillary services including decentralized local generation, energy storage, and active consumers • two-way flow of information and electrical power • need for dynamic management of generation and load alike. The future power grid will have to smartly stimulate and integrate the actions and behaviours of producers, consumers and other entities operating in the energy market so as to ensure a reliable, economically viable, and sustainable supply of electricity. This will require large-scale implementation of smart grid solutions, which will ultimately result in development of a power system that will be: • optimal in terms of infrastructure utilisation • proactive, not just reactive arising emergencies • distributed, regardless of geographic and/or organizational constraints • integrated, combining a variety of systems • self-healing and adaptive. Distribution system operators (DSOs) will have to cope with the resultant challenges and expectations, preparing their own strategies taking into account differences between individual DSOs in terms of their structure and governance, as well as diverse local conditions.

ENERGA-OPERATOR SA has recognized innovativeness and new solutions in the following key areas as major premises of its strategy: • product – development of new products and services • technology – changes in the way of services provision • organisation – changes in the internal organisation • marketing – changes in the way of reaching the customer. The company’s strategy, changes in the business environment, and customer expectations, naturally lead the company to exploit the broad opportunities offered by new technologies in the areas of power equipment, ICT, and management methods. Changes outside and within the company prompt the next step in grid development: the transition from a traditional grid and methods of its management to the solutions described today as a Smart Grid. Key projects implemented in this regard by ENEGRA-OPERATOR SA include: • AMI Advanced Metering Infrastructure – program implemented in the company’s entire operating area (2.8 million customers) • MV grid automation including deployment of remotely controlled switches and fault indicators in overhead lines, and of MV assemblies with remotely controlled switches and fault indicators in MV/LV substations • grid asset management support by a computerized system with GIS units as an important component • IT systems integration • Smart Grid pilot project in the Hel Peninsula.

2. Smart Grid pilot project area Following the major challenges in ensuring high quality of the electricity supply, improving the power system efficiency, and enabling the offering of new services and new service levels 91

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 91–96

to energy consumers, ENERGA-OPERATOR SA is launching a pilot project of Smart Grid solutions. The Hel Peninsula has been selected as the pilot project area, with its ca. 200 km of MV lines, 150 MV/LV substations, and 150 km of LV lines. The grid supplies ca. 10,000 customers. The project has been phased into three stages. Stage I consisted in the development of the concept of transition from traditional grid to Smart Grid, including the feasibility study, and was completed in 2011. A document containing key information necessary to start grid construction was prepared as part of the concept of Smart Grid deployment in the pilot area: The document contained: • Smart Grid construction and operation concept • model tests of the grid operation • feasibility study for the implementation of Smart Grid project. Stage II consisted in the Smart Grid construction in the pilot area and was completed in 2012. At this stage detailed engineering documentation was drawn up, which formed the basis for grid upgrade works. A technical specification was also prepared, based upon which new functionalities were implemented in grid operation supporting IT systems. Stage III involves testing the solutions, and analysis and feasibility studies of their roll-out throughout EOP area. This work is scheduled for 2013. Basic requirements for the Smart Grid include: • Construction of a model control system for the Smart Grid area. The primary function will be an integrated system for voltage control and reactive/active power management, which will enable the grid load adjustment to the actual distribution capabilities and energy parameters (by adjusting the individual load or generation characteristics of each connected entity to the grid conditions) • Creating opportunities for cooperation between the Smart Grid and smart buildings equipped with microgeneration • Providing the grid with an adequate infrastructure, including measurement systems for remote reading of measuring data, and control of energy supply to consumers. This solution is to enable the introduction of new products and services by electricity trading companies. The main elements of the project are: • deployment of smart meters at customer premises • deployment of automatic control and measurement devices in MV and LV grids • extension of SCADA system to the level of LV networks (SCADA LV) • automatic detection and location of damage in MV grid • automatic grid reconfiguration • advanced system of voltage control and regulation in MV grid • GIS-aided grid visualization in SCADA system • SCADA integration with GIS • laying grounds for the provision of new generation services and integration with distributed generation. 92

Fig. 1. Cabinet with balancing system installed in an MV/LV transformer substation building

In the project implementation ENERGA-OPERATOR SA works together with the Institute of Power Engineering, Gdańsk Branch.

3. Grid upgrade The aim of the MV grid upgrade was to increase its monitoring and control capabilities. The extended grid provides data for advanced IT systems that support grid management, and enables flexible grid reconfiguration. An AMI system was deployed in the pilot area, along with balancing systems in MV/LV transformer substations. Thus every MV/LV transformer substation has been fitted with a balancing system, providing details of active and reactive power flow at the transformer substation (main LV bars). Nearly half of indoor MV/LV substations have been fitted with short-circuit current indicators. Several types of these devices have been installed. The pilot area serves as a test ground for different technologies and engineering solutions. An example of new monitoring solutions is the use of optical measuring sensors. This system allows one to detect short circuits, measure voltage, current, power, and electricity quality parameters, and to control switches in switching substations. The novelty of this solution is the application for electrical parameters measuring of optical sensors, which are attached (bonded) directly to the cable heads. Communication with the sensor is via fibre optic cable, which provides electrical isolation between the power grid and the measuring system. Fig. 2 shows an example of such sensors’ fitting.

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 91–96

disruptions in the LV network. Up to now, in the event of emergency power supply interruption in the LV network, the company learned of it from customers. In MV overhead lines remotely controlled disconnectors or circuit breakers have been installed, as well as short-circuit current indicators.

4. SCADA/DMS

Fig. 2. Example of optical sensor fitting

An active role in realizing the Smart Grid idea is played by a SCADA system with new DMS features. The MV grid in the pilot area before the project implementation was supervised by a SCADA system (Syndis RV by Mikronika). The following tasks were performed as part of the new software functionality implementation: • telemetry – extending the supervision scope to the new devices installed in MV and LV grids • GIS – transfer of MV and LV grid model’s geographical mapping to SCADA • implementation of FDIR Fault Detection, Isolation and Restoration feature • implementation of IVVC Integrated Volt/Var Control feature • extension of the OMS functionality for LV network. Owing to the above, the main premises of the Smart Grid concept have been accomplished: • monitoring of the grid performance with emphasis on end consumers, and future microgenerators • increased automatic operability of the system in emergencies by detecting and isolating faulty components • increased flexibility and sensitivity to changing grid operator parameters for the purpose of its optimization.

Method telemetry + GIS + OMS

Fig. 3. Example of LV switchgear with fuse blow-out indicators, a blowout signal is forwarded directly by SCADA to the grid operators

In key transformer substations an MV switchgear with remote control has been deployed. In some areas additional monitoring has been installed in LV switching circuits. This monitoring includes measuring currents in each circuit. In addition, LV switchboards have been fitted with fuse blow-out indicators. Such signalling provides information on possible failures or

Effect =

monitoring

telemetry+ FDIR

operability

telemetry + IVVC

optimization

Telemetry The Syndis RV system demonstrated its scalability in the centralization process of EOP Gdańsk branch dispatch centre. In the implementation of a Smart Grid in the Hel Peninsula project the extent of its grid supervision was extended to additional devices in the MV grid and LV switchboards. Thanks to this the data acquisition range has included a number of additional electrical parameters: • currents in each phase • neutral conductor current • phase voltage • phase-to-phase voltage • total active, reactive and apparent power • active and reactive power in each phase • cos φ power factor • average active and reactive power 93

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 91–96

Fig. 1. Upgraded MV/LV substation diagram in Syndis RV SCADA

Fig. 3. Web portal with online in-grid presentation of effects of the outages currently registered in Syndis RV’s OMS module

Fig. 2. Geographical grid view in Syndis RV SCADA

• maximum active and reactive power • total harmonic distortion THD for current and voltage • percentage of 3, 5, 7, 9 and 11 harmonics. The central dispatch system monitors the fuses and short-circuit current indicators in LV switchboards. At the same time SCADA 94

can remotely control MV switches in MV/LV substations and overhead lines. GIS + OMS EOP grid topography is registered by Apator – Rector’s KOMIT GIS system. In the project implementation a Syndis RV application was integrated with the system. The process involved automatic creation of a context between the topological model in the SCADA geographical view of the grid. With the topology processor feature in the OMS module, the Syndis RV system

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 91–96

determines the voltage strings supply condition and displays the results in spatial arrangement, accurate to a subscriber service line. The view is available through Syndis RV dispatcher terminals. At the same time results of these analyses are presented in EOP’s public web portal in the form of a layer of the streets affected by the power outage in a pictorial administrative map rendered in the WMS (Web Map Service) standard. Fault Detection, Isolation and Restoration (FDIR) With such a large number of remotely controllable and readable devices, the use of the FDIR feature of Syndis RV’s DMS module is well justified. The purpose of the algorithm is to detect failure (short-circuit) and to limit its reach to the place of its occurrence, within the shortest possible time. An indicator of improved distribution quality is the reduction of SAIDI and SAIFI by reducing the number of customers affected by supply outages longer than three minutes, and shortening the time of failure recovery in an isolated grid section by the automatic detection of its location. General principle of FDIR algorithm: • Location of the short-circuited line section – the monitored voltage string is fitted with a set of fault sensors, dividing the line into sections. A fault detection event recorded in the SCADA identifies the fault location between the device (indicates short-circuit current) and upstream to the switch in the (main) substation, the opening of which resulted in the fault elimination. • Fault location isolation – development of a control sequence, the implementation of which will result in both-sides cut-off of the whole section, where the fault location has been identified. • Power restoration – concurrently with the previous stage a sequence of remote switch controls has been developed, the implementation of which restores the remaining (not faulty) part of the network to proper operation. There may be many ways to reconfigure a grid. Ultimately, the algorithm proposes the most optimal one, where the criterion is: • maximum number of substations with restored power supply • use of the switch, the opening of which resulted in the initial outage • minimum number of switching operations • minimum distance between the isolating switch and the switch closed to restore power. Using the feature reduces the importance of human factor, but at the same time the dispatcher retains continuous control over its proper course. During switching sequence execution FDIR module checks at every step, whether this operation is a safe, taking into account having the deployment, e.g. of system earthing, maintenance crews, and fault areas. In the event of an occurrence of any of these conditions, the FDIR algorithm will try to calculate an alternative switching sequence, and if this is not found, will terminate its operation. An additional protection is the user’s capability to immediately interrupt the switching operation.

IVVC IVVC Integrated Volt/Var Control feature of Syndis RV’s DMS module serves to optimize the customer supply quality. It is performed by an automatic procedure of MV/LV transformer voltage adjustment. The pilot system was launched in the grid section in the Hel Peninsula, supplied by PZ Jurata substation. The control is effected by remote setting of voltage setpoints for two regulators of 30/15 kV transformers at PZ Jurata substation, based on measurements located in PZ Jurata and further out in the grid, in MV/LV substations on LV side. The software runs fully automatically on the SCADA/DMS Syndis RV system server in two modes: IVVC-on or IVVC-off, which are toggled by the operator. In IVVC-on mode the software constantly monitors the voltage conditions in selected MV/LV substations, and in the event of a situation that requires voltage adjustment, it takes actions to change transformer taps. In IVVC-off mode the software does not take any action to adjust voltage. Regardless of the set operating mode, the software archives in a database the measurements (voltage, current) recorded in the selected MV/LV substations before and after the transformer tap change. Based on the collected data, the grid response (voltages in MV/LV substations) to the tap change can be analysed, and the voltage conditions in individual substations can be forecast. In IVVC-on mode, on the basis of the collected measurement data, the voltage control algorithm analyses, prior to a tap change, possible scenarios of the grid response to a change in the power transformers voltages. At a time when the archive data is not available, the control algorithm’s operation is based on actual LV voltage measurements in selected substations. In such a situation, each voltage deviation from its rated value is controlled, and if it has exceeded an acceptable threshold, the procedure of the appropriate transformer’s tap change is launched. The maximum deviation thresholds are set independently for excesses above and below the rated value, and are configurable. The tap change procedure counts down the dead time in the first place, and after it’s expired, the proper control phase is implemented. If during the countdown the normal voltage condition has been restored, then the whole tap change procedure is cancelled. The dead time is configurable. If an excess over the threshold voltage continues after the dead time has expired, then based on the voltage conditions in all substations supplied from the transformer the tap change decision is made. The software, in order to protect the tap changer from too many changes, monitors the number of switches throughout a day in such a way as to prevent exceeding a preset daily limit. The software controls the tap changer’s current position, and if it reaches an extreme value, does not perform the switching. Users interact with the IVVC module through GUI of Syndis RV SCADA/DMS system. In the appropriate dispatching diagrams there are elements for toggling operating modes of the transformer regulator (automatic/manual) and voltage control module (IVVC-on/IVVC-off). In addition, the diagram contains details of each transformer’s current tap changer position.

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 91–96

Fig. 7. Functional diagram of IVVC module

5. Conclusions The pilot project aims to test technology and solutions that will improve the efficiency of the company operation while ensuring high standards of electricity supply. Expected benefits include: 1. Reduced interruptions in power supply in the pilot area. Planned reductions compared to 2011 levels: SAIDI by 50%, SAIFI by 30% 2. Reduced grid operating cost by grid operation automation in the pilot area. 3. Reduced grid losses in the pilot area, respectively, for the voltage levels: –– MV grid – grid losses reduction by 1% –– LV network - network losses reduction by 4% 4. Ability to assess effectiveness of undertaken actions, including assessment of benefits achievable through the use of Smart Grid solutions. Elements already implemented, as well as those planned in the following steps (power flow, microgeneration management, enhanced OMS functionality) are supposed to enable the company to cope with incoming challenges. The key question emerging with the project development progress is the issue

of the applied solutions’ scalability. A response to the needs and feasibility of different Smart Grid solutions’ implementation is expected from the now compiled Smart Grid Road Map. Completion of this work is planned still in 2013. The project aims to define a detailed plan for the implementation of specific Smart Grid technologies in order to support ENERGA-OPERATOR SA’s accomplishment of strategic objectives until 2020 in areas such as improved continuity of energy supplies, improved efficiency, development and implementation of innovative solutions, creation and implementation of new areas of DSO activity. The project has been phased into three stages. Stage I – aimed to define all Smart Grid related activities and issues to be implemented and addressed by the company. At Stage I ENERGA-OPERATOR SA’s current activities and projects will be analysed and evaluated, as well as their actual impact on the strategic objectives achievement. The analysis will be accomplished by way of employee surveys, leverage on expert knowledge, and collection of information from the branches. ENERGAOPERATOR SA’s current activities and projects will be analysed in key areas of the company business, including, grid operation management, grid asset management, grid development, RES connections, customer service, grid works, and ITC technologies. Stage II – will involve preparation of a general road map of the Smart Grid implementation. The document would include such elements as implementation priorities, integration strategy, system approach strategy, scope and scalability of implementing state of the art technological solutions and definition of economic and financial models, an economic efficiency assessment of various smart grid functionalities. Stage III – Includes preparation of a detailed action plan for specific technology, divided by projects. Details of this stage will be set and ready by the end of Phase II, based on analyses and results of financial models and the proposed roadmap. The project is implemented with the contribution of a wide group of experts from ENERGA-OPERATOR SA, and with the support of external experts from General Electric, the Institute of Power Engineering Gdańsk Branch and Ernst & Young.

Sławomir Noske ENERGA-OPERATOR SA e-mail: slawomir.noske@energa.pl The chief Smart Grid expert at ENERGA-OPERATOR SA. Employed in the energy company since 1991. Graduate of Poznań University of Technology, Faculty of Electrical Engineering. He completed postgraduate studies in the legal and management field at Gdańsk University of Technology and MBA management studies, organized by the Gdańsk Foundation for Management Development. He received Ph. D. degrees in technical science in 2013 from the Technical University of Poznan.

Marek Wawrzyniak MIKRONIKA e-mail: marek@mikronika.com.pl A graduate of Poznań University of Technology (1995). Since 1995 employed in BRSPMSA Mikronika as a programmer and project manager. IT and Software Director since 2005.

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 91–96

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 91–96. When referring to the article please refer to the original text. PL

Półwysep Helski – pilotażowy projekt sieci inteligentnych Autorzy

Sławomir Noske Marek Wawrzyniak

Słowa kluczowe

sieć inteligentna, DMS, AMI

Streszczenie

W artykule opisano podejmowane przez ENERGA-OPERATOR SA działania zmierzające do przebudowy obecnej, tradycyjnej sieci elektroenergetycznej, do poziomu rozwiązań określanych jako sieci inteligentne. Autorzy skupili się na projekcie budowy sieci inteligentnych w obszarze pilotażowym – na Półwyspie Helskim. Opisane zostały dwa kluczowe etapy realizacji tego projektu: opracowanie koncepcji, przebudowa sieci i budowa narzędzi informatycznych wspomagających prowadzenie ruchu sieci.

1. Informacje ogólne Rozwój sektora elektroenergetyki w Unii Europejskiej, w tym także w Polsce, w najbliższych latach opierać się będzie na zasadzie zrównoważonego rozwoju, bazować ma na powszechnym wykorzystywaniu odnawialnych źródeł energii oraz wspierać wzrost efektywności w wykorzystywaniu energii. Zmiany w strukturze generacji, w tym szerokie wykorzystanie rozproszonych źródeł energii spowodują: • rosnące znaczenie wielkich sieci dla przyłączenia centrów obciążenia oraz dużych scentralizowanych generacji odnawialnych • powstanie małych lokalnych klastrów sieciowych, zapewniających usługi systemowe obejmujące zdecentralizowaną generację lokalną, magazyny energii oraz aktywnych odbiorców • dwukierunkowy przepływ informacji i mocy elektrycznej • konieczność dynamicznego zarządzania zarówno generacją, jak i obciążeniem. Sieć elektroenergetyczna przyszłości będzie musiała w sposób inteligentny pobudzić oraz zintegrować działania i zachowania wytwórców, odbiorców i innych podmiotów funkcjonujących na rynku energii, tak aby zapewnić niezawodne, ekonomicznie uzasadnione i zrównoważone dostawy energii elektrycznej. Oznaczać to będzie konieczność wdrożenia na szeroką skalę rozwiązań sieci inteligentnej, w efekcie doprowadzą one do powstania systemu elektroenergetycznego, który będzie: • optymalny pod względem wykorzystania infrastruktury • przewidujący, a nie tylko reagujący na powstałe sytuacje krytyczne • rozproszony, bez względu na ograniczenia geograficzne czy organizacyjne • zintegrowany, łączący różnorodne systemy • samonaprawiający się i adaptacyjny. Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) będą musieli sprostać wynikającym stąd wyzwaniom i oczekiwaniom, przygotowując własne strategie działania, uwzględniając różnice pomiędzy poszczególnymi OSD w zakresie ich struktury oraz sposobu zarządzania, a także zróżnicowanych lokalnych uwarunkowań.

ENERGA-OPERATOR SA za kluczowe w strategii uznaje m.in. wykorzystanie innowacyjności, nowych rozwiązań w kluczowych obszarach: • produktowym – kreowanie nowych produktów i usług • technologicznym – zmiany sposobu świadczenia usług • organizacyjnym – zmiany organizacji wewnętrznej • marketingowym – zmiany sposobu dotarcia do klienta. Strategia firmy, zmiany zachodzące w otoczeniu, oczekiwania klientów w sposób naturalny prowadzą przedsiębiorstwo do wykorzystania szerokich możliwości, jakie wprowadzają nowe technologie w zakresie urządzeń energetycznych, obszaru ITC oraz sposobów zarządzania. Otoczenie, jak i zmiany wewnątrz firmy wpływają na realizację kolejnego kroku w rozwoju sieci: przejścia od tradycyjnej sieci i metod jej zarządzania do rozwiązań opisywanych dzisiaj jako sieci inteligentne. Kluczowymi projektami, realizowanymi w tym zakresie przez ENEGRA-OPERATOR SA, są m.in.: • AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) – program wdrażany dla całego obszaru działania spółki (2,8 mln klientów) • automatyzacja sieci SN obejmująca: stosowanie w liniach napowietrznych łączników ze zdalnym sterowaniem i sygnalizatorów zwarć, stosowanie w stacjach SN/nn rozdzielnic SN ze zdalnie sterowanymi łącznikami oraz sygnalizatorów zwarć • wspomaganie zarządzania majątkiem sieciowym poprzez komputerowy system, którego ważnym elementem jest system informacji przestrzennej GIS • integracja systemów informatycznych • pilotażowy projekt sieci inteligentnych na obszarze Półwyspu Helskiego. 2. Obszar pilotażowy Smart Grid Kierując się głównymi wyzwaniami w zakresie zapewnienia jakości dostaw energii elektrycznej, poprawy efektywności systemu energetycznego oraz umożliwienia oferowania odbiorcom energii nowych usług i serwisu, ENERGA-OPERATOR SA wprowadza w projekcie pilotażowym rozwiązania z obszaru Smart Grid. Jako obszar pilotażowy wybrano Półwysep Helski,

gdzie jest ok. 200 km linii SN, 150 stacji SN/nn, 150 km linii nn. Sieć zasila ok. 10 tys. odbiorców. Projekt realizowany jest w trzech etapach. Etap I obejmował opracowanie koncepcji przejścia z sieci tradycyjnej do sieci Smart Grid z analizą wykonalności włącznie, został on zrealizowany w 2011 roku. W ramach opracowywanej koncepcji wdrożenia Smart Grid w obszarze pilotażowym przygotowano dokument zawierający kluczowe informacje, niezbędne do przystąpienia do budowy sieci. W skład dokumentu wchodziły: • koncepcja budowy i funkcjonowania sieci Smart Grid • badania modelowe pracy sieci • studium wykonalności realizacji projektu Smart Grid. Etap II obejmował budowę sieci Smart Grid na obszarze pilotażowym i został zakończony w 2012 roku. W ramach tego etapu została opracowana szczegółowa dokumentacja techniczna, która stanowiła podstawę do wykonania prac modernizacyjnych sieci. Przygotowano także specyfikację techniczną, na podstawie której wdrożono nowe funkcjonalności systemów informatycznych wspomagających pracę sieci. Etap III obejmuje testy rozwiązań, analizę i badanie możliwości skalowania na obszar całego EOP. Prace te zaplanowano na 2013 rok. Podstawowe wymagania stawiane przed Smart Grid: • Budowa modelowego systemu sterowania dla obszaru Smart Grid. Podstawową funkcją będzie zintegrowany system regulacji napięcia oraz zarządzania mocą czynną i bierną, co da możliwość dostosowywania poziomu obciążenia sieci do zdolności dystrybucyjnych i parametrów energii w danej chwili (poprzez dostosowywanie charakterystyki obciążenia lub generacji poszczególnych przyłączonych podmiotów do warunków panujących w sieci) • Stworzenie możliwości współpracy sieci Smart Grid z budynkami inteligentnymi wyposażonymi w mikrogenerację • Wyposażenie sieci w odpowiednią infrastrukturę, w tym układy pomiarowe umożliwiające zdalny odczyt danych pomiarowych oraz sterowanie dostawami energii do odbiorców. Rozwiązanie to ma umożliwić przedsiębiorstwom

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 91–96

zajmującym się obrotem energią elektryczną wprowadzenie na rynek nowych produktów i usług. Głównymi elementami projektu są: • wdrożenie inteligentnych liczników u odbiorców • zastosowanie automatyki i pomiarów w sieci SN i nn • rozbudowa systemu SCADA do poziomu sieci nn (SCADA nn) • automatyczne wykrywanie i lokalizacja miejsca uszkodzenia w sieci SN • automatyczna rekonfiguracja sieci • zaawansowany system kontroli i regulacji napięcia w sieci SN • wizualizacja sieci w systemie SCADA w układzie geograficznym • integracja SCADA z systemem GIS • stworzenie podstaw do świadczenia nowych usług i integracji z generacją rozsianą.

Przykładem nowych rozwiązań w zakresie monitoringu jest zastosowanie optycznych czujników pomiarowych. System ten umożliwia wykrywanie zwarć, pomiarów napięć, prądów, mocy, parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz sterowanie łącznikami w rozdzielniach stacyjnych. Nowością tego rozwiązania jest zastosowanie do pomiaru parametrów elektrycznych czujników optycznych, które mocowane (przyklejane) są bezpośrednio na głowicach kablowych. Komunikacja z czujnikiem odbywa się poprzez kabel światłowodowy, który zapewnia izolację elektryczną między siecią energetyczną a systemem pomiarowym. Na fot. 2 przedstawiono przykład montażu takich czujników.

W realizacji projektu EOP współpracuje z Instytutem Energetyki Oddział Gdańsk. 3. Modernizacja sieci Celem modernizacji sieci SN i nn było zwiększenie możliwości obserwacji i sterowania. Rozbudowana sieć zapewnia dane dla zaawansowanych systemów informatycznych wspomagających zarządzanie siecią i umożliwia elastyczne rekonfigurowanie sieci. W obszarze pilotażowym został wdrożony system AMI, wraz z układami bilansującymi w stacjach transformatorowych SN/nn. Tak więc wszystkie stacje transformatorowe SN/nn wyposażone zostały w układ bilansujący, dostarczający informacji o przepływach mocy czynnej i biernej w stacji transformatorowej (na szynach głównych nn). Blisko połowa stacji wnętrzowych SN/nn została wyposażona w sygnalizatory przepływu prądów zwarciowych. Zastosowano klika rodzajów tego typu urządzeń. Obszar pilotażowy służy jako miejsce testu różnych technologii i rozwiązań technicznych.

Fot. 3. Przykład rozdzielnicy nn z zastosowanymi sygnalizatorami przepalenia się wkładki bezpiecznikowej – sygnał o uszkodzonej wkładce bezpiecznikowej przekazywany bezpośrednio przez system SCADA do prowadzących ruch sieci

• rozszerzenie zakresu zastosowania funkcjonalności OMS na sieć nn. Fot. 2. Przykład montażu czujników optycznych

W kluczowych stacjach transformatorowych zastosowano rozdzielne SN z łącznikami ze zdalnym sterowaniem. W wybranych obszarach zastosowano dodatkowy monitoring na obwodach w rozdzielniach nn. W ramach tego monitoringu dokonuje się pomiaru prądów na poszczególnych obwodach. Dodatkowo zastosowano sygnalizatory przepalenia się wkładek bezpiecznikowych w rozdzielniach nn. Taka sygnalizacja zapewni informacje o ewentualnych awariach lub zakłóceniach w sieci nn. Dotychczas w razie awaryjnych przerw zasilania w sieci nn, przedsiębiorstwo dowiadywało się o tym poprzez informacje uzyskane od klientów. W linii napowietrznej SN zastosowano rozłączniki lub wyłączniki ze zdalnym sterowaniem oraz sygnalizatory przepływu prądów zwarciowych.

Fot. 1. Szafka z układem bilansującym zamontowana w budynku stacji transformatorowej SWN/nn

4. SCADA/DMS Aktywną rolę w realizacji idei Smart Grid odgrywa system SCADA z nowymi funkcjami DMS. Sieć SN na obszarze objętym projektem jeszcze przed jego realizacją był nadzorowany przez system SCADA (Syndis RV firmy Mikronika). Podczas wdrożenia nowych funkcjonalności oprogramowania wykonano następujące zadania: • telemetria – rozszerzenie zakresu nadzoru o nowe urządzenia zainstalowane na sieciach SN i nn • GIS – przeniesienie odwzorowania modelu sieci SN i nn w układzie geograficznym do SCADA • implementacja funkcji FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration) • implementacja funkcji IVVC (ang. Integrated Volt/Var Control)

Dzięki temu zrealizowano główne idee stojące u podstaw Smart Grid: • monitoring stanu sieci z naciskiem na końcowego odbiorcę, a w przyszłości uczestnika mikrogeneracji • zwiększenie automatycznej operatywności systemu podczas stanów awaryjnych przez wykrywanie oraz izolowanie uszkodzonego elementu • uelastycznienie i zwiększenie wrażliwości na zmianę parametrów pracy sieci w celu jej optymalizacji. Metoda

Efekt

telemetria + GIS + OMS

monitoring

telemetria + FDIR

operatywność

telemetria + IVVC

optymalizacja

Telemetria System Syndis RV wykazał się skalowalnością już podczas procesu centralizacji ośrodka dyspozycji oddziału Gdańsk w EOP. Podczas realizacji projektu Smart Grid na Półwyspie Helskim zakres nadzoru nad siecią został rozszerzony o dodatkowe urządzenia na sieci SN oraz w rozdzielniach nn. Dzięki temu obszar akwizycji powiększył się o dodatkową liczbę parametrów elektrycznych: • prądy w poszczególnych fazach • prąd przewodu neutralnego • napięcie fazowe • napięcie międzyfazowe • moc czynna, bierna i pozorna całkowita • moc czynna i bierna w poszczególnych fazach • współczynnik cosφ • wartość średniej mocy czynnej i biernej • wartość maksymalnej mocy czynnej i biernej

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 91–96

• współczynnik zawartości harmonicznych THD dla prądu i napięcia • zawartość procentowa harmonicznych 3, 5, 7, 9, 11. Centralny system dyspozytorski monitoruje stany wkładek bezpiecznikowych w rozdzielniach nn i sygnalizatorów przepływu prądów zwarcia. Jednocześnie ze SCADA jest możliwe zdalne sterowanie łącznikami SN w stacjach SN/nn i na liniach napowietrznych. GIS i OMS Topografia sieci EOP jest ewidencjonowana przy pomocy systemu klasy GIS – KOMIT firmy Apator-Rector. Podczas realizacji projektu aplikacja Syndis RV został zintegrowany z tym systemem. Proces polegał na automatycznym utworzeniu kontekstu między modelem topologicznym w SCADA a widokiem geograficznym sieci. Dzięki zastosowaniu funkcji procesora topologii w module OMS system Syndis RV wyznacza stan zasilania ciągów napięciowych i wyniki prezentuje w układzie przestrzennym, z dokładnością do przyłącza abonenckiego. Widok jest dostępny poprzez terminale dyspozytorskie Syndis RV. Jednocześnie wyniki tych analiz są prezentowane na publicznym portalu internetowym EOP w postaci warstwy ulic objętych skutkami przerwy w zasilaniu na poglądowej mapie administracyjnej, zrealizowanej w standardzie WMS (Web Map Service). Fault Detection, Isolation and Restoration (FDIR) Mając do dyspozycji tak dużą liczbę urządzeń umożliwiających zdalne sterowanie oraz odczyt ich stanów, istnieje uzasadnienie użycia funkcji FDIR modułu DMS systemu Syndis RV. Celem zastosowania algorytmu jest wykrywanie awarii (zwarć) i ograniczanie jej zasięgu do miejsca wystąpienia, w możliwie najkrótszym czasie. Wskaźnikiem poprawy jakości dystrybucji jest obniżenie wartości SAIDI i SAIFI przez zmniejszenie liczby odbiorców dotkniętych wyłączeniem dłuższym niż trzy minuty oraz skrócenie czasu usuwania awarii, na wyizolowanym odcinku, przez automatyczną jego lokalizację. Ogólna zasada algorytmu FDIR: • Lokalizacja odcinka linii, na którym doszło do zwarcia – monitorowany ciąg napięciowy jest wyposażony w zestaw czujników zwarcia, dzieląc linię na odcinki. Zdarzenie detekcji zwarcia zarejestrowane w SCADA lokalizuje jego miejsce między urządzeniem (sygnalizuje przepływ prądu zwarciowego) a poprzedzającym w kierunku łącznika w GPZ/ PZ, którego otwarcie spowodowało wyłączenie • Izolacja miejsca zwarcia – utworzenie sekwencji sterowniczej, której realizacja spowoduje obustronne odcięcie zasilania całego odcinka, zlokalizowano uszkodzenie • Przywrócenie zasilania – jednocześnie z poprzednim etapem przygotowana jest sekwencja sterowań zdalnymi łącznikami, w wyniku jej zadziałania pozostała (nieuszkodzona) część sieci będzie przywrócona do prawidłowego działania.

Rys. 1. Schemat zmodernizowanej stacji SN/nn w SCADA Syndis RV

Rys. 2. Widok sieci w układzie geograficznym w SCADA Syndis RV

Rys. 3. Portal internetowy prezentujący online lokalizację aktualnie zarejestrowanych w OMS Syndis RV skutków wyłączeń na sieci

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 91–96

Sposobów rekonfiguracji sieci może być wiele. Ostatecznie algorytm proponuje najbardziej optymalne, gdzie kryterium jest: • maksymalna liczba stacji, którym zostanie przywrócone zasilanie • użycie łącznika, którego otwarcie spowodowało pierwotne wyłączenie • minimalna liczba operacji łączeniowych • minimalna odległość między łącznikiem izolującym a zamykanym w celu przywrócenia zasilania. Zastosowanie funkcji zmniejsza znaczenie czynnika ludzkiego, ale jednocześnie dyspozytor ma ciągłą kontrolę nad jej prawidłowym przebiegiem. Podczas wykonania sekwencji łączeniowej moduł FDIR sprawdza na każdym kroku, czy operacja jest bezpieczna, uwzględniając rozmieszczenie np. uziemień, brygad i obszarów zwarcia. W razie wystąpienia któregokolwiek z warunków algorytm FDIR będzie próbował wyliczyć alternatywną sekwencję łączeń bądź, jeśli takiej nie znajdzie, zakończy działanie. Dodatkowym zabezpieczeniem jest możliwość natychmiastowego przerwania operacji łączeniowych przez użytkownika. IVVC Funkcja IVVC (ang. Integrated Volt/Var Control) modułu DMS systemu Syndis RV jest przeznaczona do optymalizacji jakości energii zasilania odbiorców. Realizowana jest poprzez automatyczną procedurę regulacji napięcia transformatorów SN/nn. Pilotażowo system został uruchomiony na obszarze sieci położonej na Półwyspie Helskim, zasilanej z PZ Jurata. Regulacja jest realizowana poprzez zdalne ustawianie wartości zadanej napięcia dla dwóch regulatorów transformatorów 30/15 kV w PZ Jurata, na podstawie pomiarów zlokalizowanych w PZ Jurata oraz w głębi sieci, w stacjach SN/nn po stronie nn. Oprogramowanie działa w pełni automatycznie na serwerze systemu SCADA/DMS Syndis RV w dwóch trybach: IVVC-on lub IVVC-off, które są przełączane przez operatora. W trybie IVVC-on oprogramowanie na bieżąco monitoruje stan napięć w wybranych stacjach SN/nn i w przypadku zaistnienia sytuacji, która wymaga regulacji napięcia, podejmuje działania mające na celu zmianę zaczepu transformatora. W trybie IVVC-off oprogramowanie nie podejmuje żadnych działań związanych z regulacją napięcia. Niezależnie od ustawionego trybu pracy oprogramowanie archiwizuje w bazie danych pomiary (napięcie, prąd) z wybranych stacji SN/nn, rejestrowane przed i po zmianie zaczepu transformatora. Na podstawie zebranych danych można prowadzić analizę zachowania się sieci (poziomy napięć na stacjach SN), wynikającą ze zmiany zaczepu, oraz prognozować sytuację napięciową w poszczególnych stacjach. W trybie IVVC-on, na bazie zgromadzonych danych pomiarowych, algorytm regulacji napięcia analizuje, przed przełączeniem zaczepu, możliwe scenariusze zachowania się sieci wskutek zmiany napięcia transformatorów zasilających. W okresie, gdy dane archiwalne nie są dostępne, praca algorytmu regulacji jest oparta na bieżących pomiarach napięć, na wybranych stacjach po stronie nn. W takiej sytuacji kontrolowana jest każda

100

Rys. 4. Schemat działania modułu IVVC

odchyłka napięcia od wartości znamionowej i jeśli jej wartość przekroczy dopuszczalny próg, zostaje uruchomiona procedura zmiany zaczepu odpowiedniego transformatora. Progi maksymalnej odchyłki są ustawione niezależnie dla przekroczeń powyżej i poniżej wartości znamionowej i są konfigurowalne. Procedura zmiany zaczepu w pierwszej kolejności odlicza czas nieczułości, po jego upłynięciu jest realizowana właściwa faza regulacji. Jeśli podczas odliczania tego czasu sytuacja napięciowa powróci do normy, to wówczas cała procedura zmiany zaczepu jest anulowana. Czas nieczułości jest konfigurowalny. Jeśli po upływie czasu nieczułości dalej dochodzi do przekroczenia wartości progowych napięcia, to na podstawie stanu napięciowego wszystkich stacji zasilanych z danego transformatora jest podejmowana decyzja o zmianie zaczepu. Oprogramowanie, w celu zabezpieczenia przełącznika zaczepów przez zbyt dużą liczbą zmian, monitoruje liczbę przełączeń w skali doby w taki sposób, aby nie dopuścić do przekroczenia ustawionego limitu dziennego. Oprogramowanie kontroluje aktualne położenie przełącznika zaczepów i jeśli osiągnie ono skrajne wartości, nie realizuje funkcji przełączania. Interakcja użytkownika z modułem IVVC jest realizowana poprzez GUI SCADA/DMS Syndis RV. Na odpowiednich schematach dyspozytorskich znajdują się elementy przeznaczone do przełączania stanu pracy regulatora transformatora (praca automatyczna/ ręczna) oraz przełączania trybu pracy (IVVC-on/IVVC-off ) modułu regulacji napięcia. Ponadto schemat zawiera informacje o aktualnym położeniu przełącznika zaczepów każdego transformatora. 5. Wnioski Pilotażowy projekt ma za zadanie przetestowanie technologii, rozwiązań, które wpłyną na poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa przy jednoczesnym zapewnieniu wysokich standardów dostawy energii elektrycznej. Oczekiwane korzyści to m.in.: 1. Ograniczenie przerw w dostawie energii elektrycznej w obszarze pilotażowym. Planuje się zmniejszenie w stosunku do 2011 roku wskaźników: SAIDI o 50%, SAIFI o 30% 2. Ograniczenie kosztów prowadzenia ruchu sieci poprzez automatyzację pracy sieci na obszarze pilotażowym

3. Ograniczenie strat sieciowych w obszarze pilotażowym, odpowiednio dla poziomów napięć: űű sieci SN – ograniczenie strat sieciowych o 1% űű sieci nn – ograniczenie strat sieciowych o 4% 4. Możliwość oceny skuteczności podejmowanych działań, m.in. w zakresie oceny możliwych korzyści do osiągnięcia, poprzez zastosowanie rozwiązań Smart Grid. Zrealizowane już elementy, a także i te planowane w kolejnych krokach (power flow, zarządzanie mikrogeneracją, rozbudowana funkcjonalność OMS), mają umożliwić spółce sprostanie nadchodzącym wyzwaniom. Kluczowe pytanie rodzące się wraz z rozwojem projektu to kwestia skalowalności zastosowanych rozwiązań. Odpowiedź na potrzeby i możliwość wdrożenia różnych rozwiązań z obszaru Smart Grid ma dostarczyć opracowywana Smart Grid Road Map. Zakończenie prac w tym zakresie planowane jest jeszcze w 2013 roku. Projekt ma za zadanie określić szczegółowy plan wdrożenia ściśle określonych technologii z obszaru sieci inteligentnych, w celu wsparcia ENERGA-OPERATOR SA w realizacji celów strategicznych do 2020 roku w takich obszarach, jak: poprawa ciągłości dostaw energii, podnoszenie efektywności, rozwój i wdrażanie innowacyjnych rozwiązań, kreowanie i wdrażanie nowych obszarów aktywności OSD. Projekt jest realizowany w trzech etapach: Etap I – jego celem jest zdefiniowanie wszystkich działań i wątków powiązanych z sieciami inteligentnymi, które są prowadzone w spółce. W ramach Etapu I zostanie dokonana analiza i ocena aktualnych działań i projektów prowadzonych w ENERGA-OPERATOR SA oraz ich aktualny wpływ na realizację celów strategicznych. Analiza będzie się odbywać poprzez: ankiety rozsyłane do pracowników, korzystanie z wiedzy ekspertów, jak również poprzez uzyskanie informacji z oddziałów. Analiza aktualnie prowadzonych działań w ENERGA-OPERATOR SA obejmować będzie kluczowe obszary funkcjonowania spółki, m.in. prowadzenie ruchu sieci, zarządzanie majątkiem sieciowym, rozwój sieci, przyłączanie OZE, obszar obsługi klientów, prace na sieci, technologie ITC Etap II – będzie polegał na przygotowaniu ogólnej mapy drogowej wdrażania sieci inteligentnych. Dokument będzie uwzględniał

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 91–96

takie elementy, jak: priorytety wdrażania, strategię integracji, strategię podejścia systemowego, zakres i skalowalność wdrażania nowoczesnych rozwiązań technologicznych i określenie modeli ekonomiczno-finansowych, oceny efektywności ekonomicznej poszczególnych funkcjonalności sieci inteligentnych.

Etap III – obejmuje przygotowanie szczegółowego planu działania dla konkretnych technologii z podziałem na projekty. Szczegóły tego etapu zostaną określone i przygotowane pod koniec Etapu II, na podstawie analiz i wyników modeli finansowych oraz zaproponowanej mapy drogowej.

Projekt jest prowadzony z wykorzystaniem szerokiego grona ekspertów z ENERGAOPERATOR SA oraz przy wsparciu ekspertów zewnętrznych z General Electric, Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk oraz Ernst&Young.

Sławomir Noske

dr inż. ENERGA-OPERATOR SA e-mail: slawomir.noske@energa.pl Główny specjalista ds. Smart Grid w ENERGA-OPERATOR SA. Zatrudniony w przedsiębiorstwie energetycznym od 1991 roku. Absolwent Politechniki Poznańskiej, Wydziału Elektrycznego. Ukończył studium podyplomowe z zakresu prawno-menedżerskiego na Politechnice Gdańskiej oraz studia menedżerskie MBA, organizowane przez Gdańską Fundację Kształcenia Menedżerów. W 2013 roku obronił doktorat na Politechnice Poznańskiej na temat „Diagnostyka linii kablowych średniego napięcia z wykorzystaniem badania wyładowań niezupełnych metodą samogasnącej fali napięciowej”.

Marek Wawrzyniak

mgr inż. MIKRONIKA e-mail: marek@mikronika.com.pl Absolwent Politechniki Poznańskiej (1995). Od 1995 roku zatrudniony w BRSPMSA Mikronika na stanowiskach: programista, kierownik projektów. Od 2005 roku dyrektor IT i oprogramowania.

101

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

Estimating Voltage Asymmetry Making by One Phase Micro-generator in Low Voltage Network

Authors Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Keywords micro-generation, voltage asymmetry, low voltage network

Abstract Connection of one phase micro-generator to the low voltage network increases voltage asymmetry. The voltage asymmetry is defined as the quotient of negative and positive voltage components. The mathematical background of exact and rough computation of the asymmetry quotient is presented in the paper. Considerations are illustrated by simple examples.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014409

1. Introduction For several years rapid growth has been observed worldwide in the number of 3- and 1-phase micro-generators connected to low voltage networks. A similar development is expected in Poland once the law on renewable energy sources [1] comes into effect. Single-phase micro-generators induce network voltage asymmetry, which is quantified by an asymmetry factor defined as the ratio of negative to positive sequence symmetrical components at the point of common coupling. The maximum asymmetry factor allowable in a low voltage network is 2% [2]. Let’s analyse a 1-phase micro-generator connected to a MV/ LV transformer with a line with impedance ZL (Fig. 1). The line impedance can be incorporated into the impedance of a source modelling the system. As a result, connection of the micro-generator is equivalent to connecting to an external system of an ideal current source through an impedance, (1) where: ZQ – impedance of external medium voltage network, ΖT – Impedance of MV/LV transformer, ZL – impedance of line connection between micro-generator and MV/LV transformer substation. In PCC node the micro-generator inputs active and reactive power to the LV network’s selected phase. TnN node corresponds to LV terminals of MV/LV transformer, and is characterized by short-circuit power SkT. S node corresponds to MV terminals of MV/LV transformer, and is characterized by short-circuit power SkQ representing the external network. Short-circuit power in PCC node is: 102

(2)

where: UnN – rated voltage of LV network, ZQ1 – external system impedance for positive sequence symmetrical component, ZT1 – transformer impedance for positive sequence symmetrical component, ZL1 – line impedance for positive sequence symmetrical component. It should be noted that equivalent impedance Z in formula (1) accounts for self-impedance of phase L1 and mutual impedances between phases L1L2 and L1L3. In practice, equivalent impedance Z can be determined based on known impedances for positive, negative, and zero symmetrical components. The aim of the study is to develop a mathematical model that describes the power system shown in Fig. 1, and allows for analytical determination of PCC node voltages for positive and negative sequence components. The analytical dependencies determined are used to derive formulas for accurate and approximate calculations of the asymmetry factor.

2. Analysis of electrical circuit with connected micro-generator 2.1. 3-phase power system diagram Fig. 2 shows a 3-phase circuit modelling a power system with connected 1-phase micro-generator. The system’s electromotive force Ε results from the whole system’s operation, and can be treated as EMF of an ideal 3-phase source of voltage independent of the 1-phase micro-generator’s

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

Fig. 1. Schematic diagram of 1-phase micro-generator connection to power system

Fig. 2. Model circuit of power system with connected 1-phase micro-generator

connection/disconnection. The system operation is planned and directed by the distribution system operator (DSO) in such a way that the voltages in consumer service lines are close to the rated value. It can therefore be assumed that EMF Ε is equal to the rated network voltage. Provided that EMF vector in phase L1 lies in the real numbers axis: (3) where: a = ej2π/3 – operator of rotation by angle of 120 grades. The micro-generator may be a synchronous or asynchronous generator, or a DC current source connected to the external system through a DC-AC inverter. The reference vector for electrical values that describe the micro-generator is the external system EMF EL1 = Ε + j0. A micro-generator with unknown structure can be treated as an ideal source of current IG,, the flow of which through branch with impedance Z changes the vector moduli and arguments of node voltages in phase L1 (Fig. 3).

Fig. 3. Diagram of voltages and currents of micro-generator connected to phase L1 of LV network, and generating active and inductive reactive power

(4)

where: β – vector angle of micro-generator current , δ – vector angle of voltage on micro-generator terminals. 103

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

The diagram in Fig. 3 reflects a micro- 1-phase microgenerator’s active and reactive power output to the network. The microgenerator’s current is offset from its voltage by angle j, which may be positive, zero or negative, depending on its reactive power nature. Micro-generator power complex output:

– micro-generator power – system EMF

2.3. Determination of generator voltage (5) modulus and angle

where: φ = δ – β micro-generator power angle. Active and passive micro-generator power output is given by the formulas:

(6) If angle φ = φίηd > 0, the micro-generator generates inductive reactive power, i.e. it outputs the reactive power to the LV network. The micro-generator’s reactive power is positive QGind > 0. If angle φ = –φcap , < 0, the micro-generator generates capacitive reactive power, i.e. it intakes the reactive power from the LV network, and then the generator’s reactive power is negative QGcap < 0. Typically, it is assumed that a micro-generator should generate active power at a power factor within the range 0.95cap ≤ cosφ ≤ 0.95ind, which corresponds to a power angle in degrees –18.2 ≤ φ ≤ +18.2.

Nodal equations (9a, 9b) are quadratic equations, which for oneloop circuit can be solved analytically. In order to determine the imaginary rectangular component of voltage f, some transformations have to be made. First, active power equation (9a) is multiplied by B, and reactive power equation (9b) by G, and then they are added side to side. Then, after simple transformations, the following is obtained:

(10) where: Y2 = G2 + B2 – square of admittance modulus of the branch connecting micro-generator with the system. In order to determine the real rectangular component e, the active power equation is divided by G, and arranged in descending power order: (11) where:

2.2. Power flow nodal equations. Determination of generator voltage modulus and angle The reference values are micro-generator’s active and reactive power outputs. The searched for values are voltage modulus and angle on generator terminals. The easiest way to determine mirco-generator voltage is to use nodal equations for phase L1 in relative units, at base voltage Ub and base impedance Zb. ,

(7)

The base voltage and base impedance allow determining base power:

(8)

After entering relative units, the nodal power flow equations have the following form [3]:

– equation’s constant term with a value resulting from the component determined from formula (10). Equation (11) has two solutions, but only the positive solution is of practical relevance.

(12) Once components e, f are known, voltage modulus and angle on micro-generator terminals can be easily determined. Voltage modulus on micro-generator terminals is:

(13)

Angle offset in radians between system EMF and generator voltage can be determined from inverse tangent function: (14)

(9a)

(9b)

Consequently, complex voltage on 1-phase micro-generator terminals is now known, which allows determining L1 phase current that induces the low voltage network asymmetry:

where: (15)

– admittance of the branch connecting the system with 1-phase micro-generator, – micro-generator voltage 104

The prerequisite for an analytical solution of the nodal equations is the existence of positive value of the expression under the root in formula (12):

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

Multiplication of all three matrices produces the following: (16) Since power output Ρ is positive, and angle offset between voltages in low voltage network are close to zero (rectangular component is f close to zero), inequality (16) is in this case always satisfied. (20)

3. Voltage asymmetry induced by micro-generator

Consequently, there are the following relationships between impedances in L1L2L3 and 012 configurations:

3.1. Positive and negative sequence voltage components in system with 1-phase micro-generator

(21a)

Inputting current to one phase only gives rise to voltage asymmetry in 3-phase circuit. Unbalanced operating conditions in the configuration of L1L2L3 voltages can be analysed using 012 symmetrical components [3]. Voltages in an unbalanced condition of the circuit shown in Fig. 2 originate from 1-phase micro-generator’s output current IL1. The current’s complex value was determined from formula (15) following analytical solution of the nodal equations.

(17)

where: Κ – self impedance of the system’s equivalent source, L,M – the source’s mutual impedances. In general, impedances K, L, Μ are unknown, whereas known are source impedances Z1, Z2, Z0 for positive, negative, and zero sequence components, respectively. Source impedance matrix in 012 configuration has the following form [3]:

(21b) (21c) In practical power engineering calculations it is assumed that the positive and negative sequence impedances are equal Z1 = Z2, which means that L = M. The zero-sequence impedance depends on zero-sequence impedances of the transformer and lines, as usually MV winding of MV/LV transformer is delta-connected. In turn, the zero-sequence transformer impedance depends on the transformer design, and may be less than or equal to the positive-sequence impedance. The zero-sequence line impedance depends on the number of line circuits. For a single-circuit line it can be assumed that R0 = Rf + 3RN, where Rf is the phase conductor resistance, and RN is the neutral conductor resistance. The reactance of such a line is in the range 2.9Χ1 – 5X1 (usually assumed at 3Χ1), where X1 is positive-sequence line reactance. Consequently:

(22) (23)

(18a)

(24) (25)

(18b)

If the external system is described by its impedances for positive, negative, and zero sequence components, the source impedances in L1L2L3 configuration can be determined by way of inverse transformation:

(19)

As a result, phase voltages in L1L2L3 configuration at unbalanced operation are:

(26)

From the positive-sequence phase voltage formula the following are derived in succession:

(27a)

105

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

(27b)

(27c)

(27d)

(27e)

In a similar way a formula can be determined for negativesequence component of the phase voltage on micro-generator terminals: (28a)

Fig. 4. Changes in voltage asymmetry factor with increasing MV/LV transformer rated power

(28b)

(28c)

(28d)

(28e)

3.2. Voltage asymmetry factor resulting from connection of 1-phase micro-generator to low-voltage network Voltage asymmetry is quantified by asymmetry factor was obtained by dividing the root-mean-square positive by negative sequence voltage:

(29)

Example 1 Determination of the voltage asymmetry factor in the circuit shown in Fig. 1. The 20 kV grid’s short-circuit power is 100 MVA, the three-column 22/0.42 kV transformer’s power is 63–800 kVA, length of the 0.4 kV line, with cross section 35 mm2 and symmetrical zero to positive sequence reactance components ratio X0/X1 = 3, changes from 100 m to 1 km. The connection of a 1-phase micro-generator with rated power 4.6 kVA is contemplated. The calculation results for line length 500 m and increasing transformer rated power are shown in Tab. 1 and Fig. 4. Symbols Uind, Ucap designate voltage moduli at inductive and capacitive power factors. It can be seen that the connection of 1-phase 4.6 kVA micro-generator through a line shorter than 500 m does not exceed the 2% voltage asymmetry limit, regardless of the 106

Fig. 5. Changes in voltage asymmetry factor with increasing LV line length

MV/LV transformer rated power. Moreover, as the transformer rated power increases, the voltage asymmetry factor decreases. The calculation results for 63 kVA transformer and line length increasing from 100 m to 1 km are shown in Tab. 2 and Fig. 5. The horizontal line in Fig. 5 represents the 2% allowable voltage asymmetry. For the conditions of 1-phase micro-generator interoperation with LV network adopted in the calculation example, the line length should be less than 700 m. To eliminate the excess over 2% voltage asymmetry limit, more MV/LV transformer power will be needed, and the analysis will have to be repeated until the voltage asymmetry is reduced below 2%.

4. Estimation of 1-phase micro-generator allowable power 4.1. Estimation of asymmetry factor on the basis of short-circuit power The asymmetry factor inverse is determined by the following formula:

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

SNT

RQ1

kVA

XQ1

RL1

0.0002

0.0018

100

0.0002

160

XL1 Ω

RT1

XT1

UIND

UCAP

wASIND

0.43

0.209

0.0556

0.1131

0.9123

0.4594

1.0806

0.0018

0.43

0.209

0.0300

0.0735

0.8883

0.4208

0.0002

0.0018

0.43

0.209

0.0165

0.0468

0.8757

250

0.0002

0.0018

0.43

0.209

0.0090

0.0304

400

0.0002

0.0018

0.43

0.209

0.0053

630

0.0002

0.0018

0.43

0.209

800

0.0002

0.0018

0.43

0.209

wASCAP

1.0573

1.57

1.0780

1.0566

1.46

0.3948

1.0765

1.0564

1.39

0.8686

0.3790

1.0756

1.0564

1.35

0.0191

0.8651

0.3680

1.0751

1.0564

1.33

0.0028

0.0166

0.8627

0.3655

1.0749

1.0563

1.32

0.0023

0.0130

0.8623

0.3621

1.0748

1.0564

1.31

Tab. 1. Voltages and asymmetry factors at changes in MV/LV transformer rated power from 63 to 800 kVA and fixed line length of 500 m

No.

SNT

RQ1

XQ1

RL1

XL1

RT1

XT1

UIND

UCAP

wASIND

wASCAP

–

kVA

100

0.0002

0.0018

0.0860

0.0418

0.0556

0.1131

0.2243

0.1807

1.0227

1.0131

0.59

0.60

200

0.0002

0.0018

0.1720

0.0836

0.0556

0.1131

0.3963

0.2504

1.0377

1.0246

0.83

0.84

300

0.0002

0.0018

0.2580

0.1254

0.0556

0.1131

0.5683

0.3201

1.0524

1.0358

1.07

1.09

400

0.0002

0.0018

0.3440

0.1672

0.0556

0.1131

0.7403

0.3897

1.0666

1.0467

1.30

1.33

500

0.0002

0.0018

0.4300

0.2090

0.0556

0.1131

0.9123

0.4594

1.0806

1.0573

1.53

1.57

600

0.0002

0.0018

0.5160

0.2508

0.0556

0.1131

1.0843

0.5291

1.0941

1.0676

1.75

1.81

700

0.0002

0.0018

0.6020

0.2926

0.0556

0.1131

1.2563

0.5987

1.1074

1.0776

1.97

2.04

800

0.0002

0.0018

0.6880

0.3344

0.0556

0.1131

1.4283

0.6684

1.1204

1.0874

2.18

2.27

900

0.0002

0.0018

0.7740

0.3762

0.0556

0.1131

1.6003

0.7381

1.1331

1.0969

2.39

2.49

1000

0.0002

0.0018

0.8600

0.4180

0.0556

0.1131

1.7723

0.8077

1.1456

1.1063

2.59

2.71

Tab. 2. Voltages and asymmetry factors at transformer rated power 63 kVA and line length increasing to 1 km

(30)

Complex variable m, with modulus equal to the asymmetry factor inverse (30), can be represented in exponential form. Subsequent transformations of equation (30) lead to the following formulas:

The impedance for a positive sequence component can be expressed by means of short-circuit power Skv at the microgenerator’s common coupling point PCC:

(33a)

(31)

(33b)

If generator current modulus | /G| equals the rated current, the current output to the network can be expressed by means of 1-phase micro-generator rated power:

(33c) where:

(32)

- short-circuit ratio at PCC.

107

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

In order to determine modulus m of complex variable m, the trigonometric form of a complex number can be used:

This results in the following approximate formula for determination of the 1-phase micro-generator rated power allowable due to allowable voltage unbalance:

(34a) (40)

(34b) The modulus of complex variable m is (35) In a low voltage network the offset angle between voltage vectors is close to zero, so the following is approximately obtained: (36) It follows from dependency (35) that for approximate analysis of voltage asymmetry it is enough to know the complex shortcircuit impedance for the positive sequence component at the point of a micro-generator’s common coupling with a low voltage network. If complex short-circuit impedance is known, its angle ψ, short-circuit power Skv and short-circuit ratio rsce. can be determined. Let’s take note now that the maximum of the cosine function does not exceed one. Thus, the maximum of coefficient m is approximately:

Example 2 Estimation of the allowable power of a 1-phase micro-generator in the circuit shown in Fig. 1 for the data adopted in Example 1. The micro-generator power estimation results for a 63 kVA transformer and line length increasing from 100 m to 1 km are shown in Tab. 3 and Fig. 6. It can be seen that the shorter the line, the higher the allowable 1-phase micro-generator power. For a line longer than 600 m, the allowable power is less than 4.6 kVA. The exact calculations in Example 1 demonstrate that a 1-phase 4.6 kVA micro-generator can be connected through a line ca. 700 m long. This means that the approximate calculations are pessimistic, and contain a decision margin.

Allowable rated power of 1-phase micro-generator SNG, kVA

(37) 10

From approximate relation (37) comes the approximate formula for estimating the asymmetry coefficient as a function of the short circuit-ratio at PCC: (38)

4.6 kVA line

L, m

4.2. Estimation of 1-phase micro-generator allowable power on the basis of allowable voltage asymmetry The asymmetry factor should be less than the allowable limit, which for a low voltage network is 0.02 (2%): (39a)

(39b)

(39c)

(39d)

108

2 100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Fig. 6. Changes in 1-phase micro-generator allowable power with increasing LV line length

5. Concluding remarks The paper presents a mathematical model that allows for analytical determination of voltage asymmetry in a low voltage network induced by a 1-phase generator. It also offers a method to estimate the 1-phase micro-generator power allowable due to the allowable voltage asymmetry factor. The study is illustrated by calculation examples.

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

No.

SNT

RQ1

XQ1

RL1

XL1

RT1

XT1

Uind

SkV

was

SnGallow

–

kVA

100

0.0002

0.0018

0.0860

0.0418

0.0556

0.1131

0.1417

0.1566

1.0164

757

0.64

15.1

200

0.0002

0.0018

0.1720

0.0836

0.0556

0.1131

0.2277

0.1984

1.0246

530

0.91

10.6

300

0.0002

0.0018

0.2580

0.1254

0.0556

0.1131

0.3137

0.2402

1.0327

405

1.18

8.1

400

0.0002

0.0018

0.3440

0.1672

0.0556

0.1131

0.3997

0.2820

1.0407

327

1.46

6.5

500

0.0002

0.0018

0.4300

0.2090

0.0556

0.1131

0.4857

0.3238

1.0486

274

1.74

5.5

600

0.0002

0.0018

0.5160

0.2508

0.0556

0.1131

0.5717

0.3656

1.0564

236

2.01

4.7

700

0.0002

0.0018

0.6020

0.2926

0.0556

0.1131

0.6577

0.4074

1.0640

207

2.29

4.1

800

0.0002

0.0018

0.6880

0.3344

0.0556

0.1131

0.7437

0.4492

1.0716

184

2.56

3.7

900

0.0002

0.0018

0.7740

0.3762

0.0556

0.1131

0.8297

0.4910

1.0791

166

2.84

3.3

1000

0.0002

0.0018

0.8600

0.4180

0.0556

0.1131

0.9157

0.5328

1.0864

151

3.11

3.0

Tab. 3. Allowable rated power of 1-phase micro-generator estimated on the basis of short-circuit power at PCC

REFERENCES

1. The Act on the renewable energy sources, the most current draft of which (labelled Rev. 6.3) is dated 28 March 2014. 2. http://odnawialnezrodlaenergii.pl/oze-aktualnosci/ item/808-projekt-ustawy-o-oze-nowa-wersja-6-3.

3. Regulation of the Minister of Economy of 4 May 2007 on the detailed conditions for the operation of the power system. 4. Kremens Z., Sobierajski M., Analiza systemów elektroenergetycznych [Analysis of power systems], Warsaw 1996, pp. 122, 244.

Marian Sobierajski Wrocław University of Technology e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl Full professor of Wrocław University of Technology. He deals with scientific issues related to planning and controlling power systems. His works mainly refer to probabilistic power flow, voltage stability and electricity quality. His recent research concerns smart grids and interoperation of small power plants with the power system.

Wilhelm Rojewski Wrocław University of Technology e-mail: wilhelm.rojewski@pwr.edu.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Wrocław University of Technology (1973). He received the title of Doctor of Technical Sciences at his alma mater (1977). An assistant professor. He deals with power system automatic protections, control and regulation in the power system and interoperation conditions of distributed energy sources and the power system.

109

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 102–109

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 102–109. When referring to the article please refer to the original text. PL

Szacowanie asymetrii napięć w sieci niskiego napięcia wprowadzanej przez jednofazową mikrogenerację Autorzy

Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Słowa kluczowe

mikrogeneracja, asymetria napięć, sieć niskiego napięcia

Streszczenie

Przyłączanie do sieci niskiego napięcia 1-fazowych mikrogeneratorów powoduje wzrost asymetrii napięcia, definiowanej jako stosunek wartości skutecznej składowej symetrycznej przeciwnej napięcia do składowej symetrycznej zgodnej. W artykule autorzy przedstawili model matematyczny, pozwalający wyznaczać współczynnik asymetrii napięć w sposób dokładny oraz przybliżony. Rozważania zilustrowano przykładem obliczeniowym.

1. Wprowadzenie Od kilku lat obserwuje się na świecie szybki wzrost liczby 3- i 1-fazowych mikrogeneratorów, przyłączanych do sieci niskiego napięcia. Podobny rozwój jest oczekiwany w Polsce po wprowadzeniu w życie ustawy o odnawialnych źródłach energii [1]. Mikrogeneratory 1-fazowe powodują w sieci asymetrię napięć, która jest charakteryzowana przez współczynnik asymetrii napięć, definiowany jako stosunek składowej symetrycznej przeciwnej do zgodnej w miejscu przyłączenia. Dopuszczalna wartość współczynnika asymetrii w sieci niskiego napięcia nie powinna przekroczyć 2% [2]. Rozpatrzmy mikrogenerator 1-fazowy przyłączony do stacji transformatorowej SN/nN za pomocą linii o impedancji ZL (rys. 1). Impedancja linii może być włączona do impedancji źródła modelującego system. W rezultacie przyłączenie mikrogeneratora jest równoważne przyłączeniu do zewnętrznego systemu idealnego źródła prądowego przez impedancję (1) gdzie: ZQ – impedancja zewnętrznej sieci średniego napięcia, ZT – impedancja transformatora SN/nN, ZL – impedancja linii łączącej mikrogenerator ze stacją transformatorową SN/nN.

Rys. 1. Schemat ideowy przyłączenia mikrogeneratora 1-fazowego do systemu elektroenergetycznego

dla składowej symetrycznej zgodnej, ZL1 – impedancja linii dla składowej symetrycznej zgodnej. Należy zwrócić uwagę na fakt, że zastępcza impedancja Z we wzorze (1) ujmuje w sobie impedancję własną fazy L1 oraz impedancje wzajemne między fazami L1L2 i L1L3. W praktyce impedancja zastępcza Z może być wyznaczona w oparciu o znane wartości impedancji dla składowej symetrycznej zgodnej, przeciwnej i zerowej. Celem rozważań jest zbudowanie modelu matematycznego, opisującego układ elektroenergetyczny pokazany na rys. 1, pozwalającego na analityczne wyznaczenie

napięć w węźle PCC dla składowej symetrycznej zgodnej i przeciwnej. Wyznaczone zależności analityczne są wykorzystane do wyprowadzenia wzorów pozwalających na obliczenia współczynnika asymetrii napięć w sposób dokładny i przybliżony. 2. Analiza obwodu elektrycznego z przyłączonym mikrogeneratorem 2.1. Schemat 3-fazowy układu elektroenergetycznego Na rys. 2. pokazano obwód 3-fazowy modelujący system elektroenergetyczny z przyłączonym 1-fazowym mikrogeneratorem.

W węźle PCC mikrogenerator wprowadza do wybranej fazy sieci nN moc czynną i bierną. Węzeł TnN odpowiada zaciskom dolnego napięcia transformatora SN/nN i charakteryzuje go moc zwarciowa SkT. Węzeł S odpowiada zaciskom SN transformatora SN/nN i charakteryzuje go moc zwarciowa SkQ, reprezentująca sieć zewnętrzną. Moc zwarciowa w węźle PCC wynosi: (2) gdzie: UnN – znamionowe napięcie sieci niskiego napięcia, Z Q1 – impedancja systemu zewnętrznego dla składowej symetrycznej zgodnej, ZT1 – impedancja transformatora 110

Rys. 2. Obwód modelujący układ elektroenergetyczny z przyłączonym mikrogeneratorem 1-fazowym

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 102–109

Sem E systemu wynika z warunków pracy całego systemu i może być traktowana jako sem idealnego 3-fazowego źródła napięcia o wartości niezależnej od załączenia/wyłączenia mikrogeneratora 1-fazowego. Praca systemu jest planowana i prowadzona przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) w taki sposób, że napięcia u odbiorcy są bliskie wartości znamionowej. Można zatem przyjąć, że sem E jest równa napięciu znamionowemu sieci. Przyjmując, że wektor sem w fazie L1 leży w osi liczb rzeczywistych, otrzymujemy:

(3)

gdzie: a = ej2π/3 – operator obrotu o kąt 120 st. Mikrogeneratorem może być generator synchroniczny, asynchroniczny lub źródło prądu stałego, przyłączone do systemu zewnętrznego poprzez przekształtnik DC-AC. Wektorem odniesienia dla wielkości elektrycznych charakteryzujących mikrogenerator jest sem systemu zewnętrznego EL1 = E + j0. Mikrogenerator o nieznanej strukturze może być traktowany jako idealne źródło prądu wprowadzające do sieci prąd IG, który płynąc gałęzią o impedancji Z, powoduje zmianę modułu i argumentu wektorów napięć węzłowych w fazie L1 (rys. 3). (4) gdzie: β – kąt wektora prądu mikrogeneratora, δ – kąt wektora napięcia na zaciskach mikrogeneratora. Wykres na rys. 3. odpowiada wprowadzaniu do sieci mocy czynnej i biernej wytwarzanej przez mikrogenerator 1-fazowy. Prąd mikrogeneratora jest przesunięty względem napięcia mikrogeneratora o kąt φ dodatni, zerowy lub ujemny, zależnie od charakteru wytwarzanej mocy biernej. Moc zespolona mikrogeneratora wynosi:

gdzie: φ = δ – β – kąt mocy mikrogeneratora.

(5)

– napięcie mikrogeneratora

Moc czynną i bierną mikrogeneratora wyrażają wzory: (6) Jeżeli kąt φ = φind > 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną indukcyjną, czyli wysyła moc bierną do sieci nN. Moc bierna indukcyjna mikrogeneratora jest dodatnia QGind > 0. Jeżeli kąt φ = – φpoj < 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną pojemnościową, czyli pobiera moc bierną z sieci nN i wtedy moc bierna generatora jest ujemna QGpoj < 0. Zwykle uważa się, że mikrogenerator powinien wytwarzać moc czynną przy współczynniku mocy zawierającym się w przedziale 0,95poj cos 0,95ind, co odpowiada kątowi mocy w stopniach . 2.2. Równania węzłowe rozpływu mocy. Wyznaczanie modułu i kąta napięcia generatora Wielkościami zadanymi są moc czynna i bierna wytwarzana przez mikrogenerator. Szukane są moduł i kąt napięcia na zaciskach generatora. Najprościej można wyznaczyć napięcie mikrogeneratora, korzystając z równań węzłowych dla fazy L1 w jednostkach względnych przy napięciu bazowym Ub oraz impedancji bazowej Zb. ,

(7)

Bazowe napięcie i bazowa impedancja pozwalają wyznaczyć bazową moc: (8) Po wprowadzeniu jednostek względnych równania węzłowe rozpływu mocy mają następującą postać [3]: (9a) (9b) gdzie:

– admitancja gałęzi łączącej system z 1-fazowym mikrogeneratorem,

– moc mikrogeneratora – sem systemu. 2.3. Wyznaczanie modułu i kąta napięcia generatora Równania węzłowe (9a, 9b) są równaniami kwadratowymi, które w przypadku obwodu jednooczkowego mogą być rozwiązane analitycznie. W celu wyznaczenia wartości składowej prostokątnej urojonej napięcia f dokonajmy kilku przekształceń. Najpierw pomnóżmy równanie mocy czynnej (9a) przez B, a równanie mocy biernej (9b) przez G i następnie dodajmy je stronami. Wówczas, po prostych przekształceniach, otrzymujemy: (10) gdzie:

– kwadrat modułu admitancji gałęzi łączącej mikrogenerator z sem systemu. W celu wyznaczenia wartości składowej prostokątnej rzeczywistej e podzielmy równanie na moc czynną przez G i uporządkujmy względem malejącej potęgi:

(11)

gdzie: – składnik wolny równania o wartości wynikającej z wartości składowej f wyznaczonej ze wzoru (10). Równanie (11) ma dwa rozwiązania, ale tylko rozwiązanie dodatnie ma znaczenie praktyczne (12) Znając wartości składowych e, f można łatwo wyznaczyć wartość modułu i kąta napięcia na zaciskach mikrogeneratora. Moduł napięcia na zaciskach mikrogeneratora wynosi: (13) Rozchył kątowy w radianach między sem systemu i napięciem generatora można wyznaczyć z odwrotnej funkcji tangensa:

(14)

W konsekwencji znane jest teraz zespolone napięcie na zaciskach mikrogeneratora 1-fazowego, co pozwala wyznaczyć prąd płynący w fazie L1, powodujący asymetrię napięć w sieci niskiego napięcia:

Rys. 3. Wykres napięć i prądu mikrogeneratora przyłączonego do fazy L1 sieci nN i generującego moc czynną i moc bierną indukcyjną

(15)

111

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 102–109

Warunkiem istnienia rozwiązania analitycznego równań węzłowych jest istnienie dodatniej wartości wyrażenia pod pierwiastkiem we wzorze (12): (16)

Ze względu na fakt, że moc generowana P jest dodatnia, a rozchyły kątowe napięć w sieci niskiego napięcia są bliskie zera (składowa prostokątna f ma wartość bliską zera), nierówność (16) jest w tym przypadku zawsze spełniona. 3. Asymetria napięć wprowadzana przez mikrogenerator 3.1. Składowa zgodna i przeciwna napięcia w układzie z 1-fazowym mikrogeneratorem Wprowadzanie prądu tylko do jednej fazy powoduje powstanie asymetrii napięć w obwodzie 3-fazowym. Niesymetryczne stany pracy w układzie napięć L1L2L3 mogą być badane z wykorzystaniem składowych symetrycznych 012 [3]. Napięcia w stanie niesymetrycznym obwodu pokazanego na rys. 2 pochodzą od prądu IL1, wprowadzanego do systemu przez 1-fazowy mikrogenerator. Wartość zespolona tego prądu została wyznaczona ze wzoru (15) po analitycznym rozwiązaniu równań węzłowych.

(21c) W praktycznych obliczeniach elektroenergetycznych przyjmuje się, że impedancja dla składowej zgodnej i przeciwnej są sobie równe Z 1 = Z 2 , co oznacza równość L = M. Impedancja dla składowej symetrycznej zerowej zależy od impedancji dla składowej zerowej transformatora i linii, gdyż zwykle uzwojenie SN transformatora SN/nN jest połączone w trójkąt. Z kolei impedancja dla składowej symetrycznej zerowej transformatora zależy od konstrukcji transformatora i może być mniejsza lub równa impedancji dla składowej zgodnej. Natomiast impedancja dla składowej symetrycznej zerowej linii zależy od liczby torów. W przypadku linii jednotorowych można przyjmować R0 = Rf + 3RN, gdzie Rf oznacza rezystancję przewodu fazowego, RN – rezystancję przewodu neutralnego. Reaktancja takiej linii zawiera się w przedziale od 2,9X1 do 5X1 (zwykle przyjmuje się 3X1), gdzie X1 oznacza reaktancję linii dla składowej symetrycznej zgodnej. W konsekwencji mamy: (22)

(23)

(24)

(25)

W rezultacie napięcia fazowe w układzie L1L2L3 w stanie niesymetrycznym wynoszą: (17) gdzie: K – impedancja własna źródła zastępującego system, L,M – impedancje wzajemne tego źródła. Na ogół impedancje K, L, M są nieznane, natomiast znane są wartości impedancji źródła dla składowej zgodnej Z1, przeciwnej Z2 i zerowej Z0.. Macierz impedancji źródła w układzie 012 ma następującą postać [3]:

(18a)

(26)

Ze wzoru na składową zgodną napięcia fazowego mamy kolejno: (27a)

(27b)

(27c)

(18b)

Jeżeli system zewnętrzny jest opisany przez impedancje dla składowej zgodnej, przeciwnej i zerowej, to można wyznaczyć impedancje tego źródła w układzie L1L2L3, dokonując przekształcenia odwrotnego:

(27e) Postępując podobnie, można wyznaczyć wzór na składową symetryczną przeciwną napięcia fazowego na zaciskach mikrogeneratora:

(27d)

(19)

(28a)

Po wymnożeniu wszystkich trzech macierzy otrzymujemy:

(28b)

(20)

W konsekwencji, między impedancjami w układzie L1L2L3 i impedancjami w układzie 012 istnieją następujące zależności:

(21a) (21b)

112

(28c)

(28d)

(28e)

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 102–109

3.2. Współczynnik asymetrii napięć wynikający z przyłączenia do sieci niskiego napięcia 1-fazowego mikrogeneratora Asymetrię napięć charakteryzuje się współczynnikiem asymetrii was otrzymanym z podzielenia wartości skutecznej składowej przeciwnej i zgodnej napięcia:

(29)

Przykład 1 Należy wyznaczyć współczynnik asymetrii napięć w układzie pokazanym na rys. 1. Moc zwarciowa w sieci 20 kV wynosi 100 MVA, trójkolumnowy transformator 22/0,42 kV ma moc w przedziale 63–800 kVA, długość linii 0,4 kV o przekroju 35 mm2 i stosunku reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do zgodnej X0/X1=3 zmienia się od 100 m do 1 km. Rozważa się przyłączenie mikrogeneratora 1-fazowego o mocy znamionowej 4,6 kVA. Wyniki obliczeń, odpowiadające długości linii 500 m oraz rosnącej mocy znamionowej transformatorów, pokazano w tab. 1 oraz na rys. 4. Symbole Uind, Upoj oznaczają moduły napięcia przy indukcyjnym oraz pojemnościowym współczynniku mocy. Widać, że przyłączenie 1-fazowego mikrogeneratora o mocy 4,6 kVA za pomocą linii o długości mniejszej

Rys. 4. Zmiana współczynnika asymetrii napięć wraz ze wzrostem mocy znamionowej transformatora SN/nN

Rys. 5. Zmiana współczynnika asymetrii napięć wraz ze wzrostem długości linii niskiego napięcia

od 500 m nie powoduje przekroczenia dopuszczalnej 2-proc. asymetrii napięć, niezależnie od znamionowej mocy transformatora SN/nN. Ponadto, ze wzrostem mocy znamionowej transformatora współczynnik asymetrii napięć maleje. Wyniki obliczeń odpowiadające transformatorowi 63 kVA i rosnącej długości linii od 100 m do 1 km pokazano w tab. 2 oraz na rys. 5. Na rys. 5 umieszczono linię poziomą, odpowiadającą dopuszczalnej 2-proc. asymetrii napięcia. Dla warunków współpracy 1-fazowego mikrogeneratora z siecią nN przyjętych w przykładzie obliczeniowym długość linii powinna być mniejsza od 700 m. Likwidacja przekroczenia dopuszczalnej 2-proc. asymetrii napięcia wymagać

będzie przyjęcia transformatora SN/nN o większej mocy i powtarzania analizy aż do osiągnięcia asymetrii napięcia mniejszej od 2%. 4. Szacowanie dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikrogeneratora 4.1. Szacowanie współczynnika asymetrii na podstawie mocy zwarciowej Odwrotność współczynnika asymetrii napięć dana jest następującym wzorem:

(30)

SNT

RQ1

XQ1

RL1

XL1

RT1

XT1

Uind

Upoj

wasind

waspoj

kVA

0,0002

0,0018

0,1131

0,9123

0,4594

1,0806

1,0573

0,43

0,209

0,0556

1,57

100

0,0002

0,0018

0,43

0,209

0,0300

0,0735

0,8883

0,4208

1,0780

1,0566

1,46

160

0,0002

0,0018

0,43

0,209

0,0165

0,0468

0,8757

0,3948

1,0765

1,0564

1,39

250

0,0002

0,0018

0,43

0,209

0,0090

0,0304

0,8686

0,3790

1,0756

1,0564

1,35

400

0,0002

0,0018

0,43

0,209

0,0053

0,0191

0,8651

0,3680

1,0751

1,0564

1,33

630

0,0002

0,0018

0,43

0,209

0,0028

0,0166

0,8627

0,3655

1,0749

1,0563

1,32

800

0,0002

0,0018

0,43

0,209

0,0023

0,0130

0,8623

0,3621

1,0748

1,0564

1,31

Tab. 1. Napięcia i współczynniki asymetrii przy zmianie mocy znamionowej transformatora SN/nN od 63 do 800 kVA i stałej długości linii, wynoszącej 500 m

SNT

RQ1

XQ1

RL1

XL1

RT1

XT1

Uind

Upoj

wasind

–

kVA

0,0018

0,0860

0,0418

0,0556

0,1131

0,2243

0,1807

1,0227

1,0131

100

0,0002

0,59

waspoj % 0,60

200

0,0002

0,0018

0,1720

0,0836

0,0556

0,1131

0,3963

0,2504

1,0377

1,0246

0,83

0,84

300

0,0002

0,0018

0,2580

0,1254

0,0556

0,1131

0,5683

0,3201

1,0524

1,0358

1,07

1,09

400

0,0002

0,0018

0,3440

0,1672

0,0556

0,1131

0,7403

0,3897

1,0666

1,0467

1,30

1,33

500

0,0002

0,0018

0,4300

0,2090

0,0556

0,1131

0,9123

0,4594

1,0806

1,0573

1,53

1,57

600

0,0002

0,0018

0,5160

0,2508

0,0556

0,1131

1,0843

0,5291

1,0941

1,0676

1,75

1,81

700

0,0002

0,0018

0,6020

0,2926

0,0556

0,1131

1,2563

0,5987

1,1074

1,0776

1,97

2,04

800

0,0002

0,0018

0,6880

0,3344

0,0556

0,1131

1,4283

0,6684

1,1204

1,0874

2,18

2,27

900

0,0002

0,0018

0,7740

0,3762

0,0556

0,1131

1,6003

0,7381

1,1331

1,0969

2,39

2,49

1000

0,0002

0,0018

0,8600

0,4180

0,0556

0,1131

1,7723

0,8077

1,1456

1,1063

2,59

2,71

Tab. 2. Napięcia i współczynniki asymetrii przy mocy znamionowej transformatora 63 kVA oraz rosnącej długości linii do 1 km

113

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 102–109

Impedancja dla składowej symetrycznej zgodnej może być wyrażona za pomocą mocy zwarciowej SkV w punkcie przyłączenia mikrogeneratora PCC:

(31) Jeżeli moduł prądu generatora IG jest równy prądowi znamionowemu, to prąd wprowadzany do sieci może być wyrażony za pomocą mocy znamionowej 1-fazowego mikrogeneratora: (32) Zmienna zespolona m, jej moduł jest równy odwrotności współczynnika asymetrii (30), może być przedstawiona w postaci wykładniczej. Kolejne przekształcenia zależności (30) prowadzą do następujących wzorów:

Rys. 6. Zmiana dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikrogeneratora wraz ze wzrostem długości linii niskiego napięcia

Moduł zmiennej zespolonej m wynosi

(33a)

(35)

W sieci niskiego napięcia przesunięcie kątowe między wektorami napięć jest bliskie zera, wobec tego w przybliżeniu osiągamy:

4.2. Szacowanie dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikrogeneratora w oparciu o dopuszczalną asymetrię napięć Współczynnik asymetrii powinien być mniejszy od wartości dopuszczalnej, która dla sieci niskiego napięcia wynosi 0,02 (2%):

(36) (33b)

(33c) gdzie:

– współczynnik zwarciowy w punkcie PCC.

W celu wyznaczenia modułu zmiennej zespolonej m można wykorzystać postać trygonometryczną liczby zespolonej: (34a)

(34b)

Z zależności (35) wynika, że do przybliżonej analizy asymetrii napięć konieczna jest jedynie znajomość zespolonej impedancji zwarciowej dla składowej symetrycznej zgodnej w punkcie przyłączenia mikrogeneracji do sieci niskiego napięcia. Znajomość zespolonej impedancji zwarciowej pozwala wyznaczyć jej kąt , moc zwarciową SkV oraz współczynnik zwarciowy rsce . Następnie zauważmy, że maksymalna wartość funkcji cosinus nie przekracza jedności. Zatem maksymalna wartość współczynnika m wynosi w przybliżeniu: (37) Z przybliżonej zależności (37) wynika przybliżony wzór na szacowanie współczynnika asymetrii napięć w funkcji współczynnika zwarciowego w miejscu PCC:

(39a)

(39b)

(39c)

(39d)

W rezultacie otrzymujemy przybliżony wzór pozwalający wyznaczyć dopuszczalną moc znamionową 1-fazowego mikrogeneratora ze względu na dopuszczalną asymetrię napięć:

SNT

RQ1

XQ1

RL1

XL1

RT1

XT1

Uind

SkV

was

SnGdop

–

kVA

100

0,0002

0,0018

0,0860

0,0418

0,0556

0,1131

0,1417

0,1566

1,0164

757

0,64

15,1

200

0,0002

0,0018

0,1720

0,0836

0,0556

0,1131

0,2277

0,1984

1,0246

530

0,91

10,6

300

0,0002

0,0018

0,2580

0,1254

0,0556

0,1131

0,3137

0,2402

1,0327

405

1,18

8,1

400

0,0002

0,0018

0,3440

0,1672

0,0556

0,1131

0,3997

0,2820

1,0407

327

1,46

6,5

500

0,0002

0,0018

0,4300

0,2090

0,0556

0,1131

0,4857

0,3238

1,0486

274

1,74

5,5

600

0,0002

0,0018

0,5160

0,2508

0,0556

0,1131

0,5717

0,3656

1,0564

236

2,01

4,7

700

0,0002

0,0018

0,6020

0,2926

0,0556

0,1131

0,6577

0,4074

1,0640

207

2,29

4,1

800

0,0002

0,0018

0,6880

0,3344

0,0556

0,1131

0,7437

0,4492

1,0716

184

2,56

3,7

900

0,0002

0,0018

0,7740

0,3762

0,0556

0,1131

0,8297

0,4910

1,0791

166

2,84

3,3

1000

0,0002

0,0018

0,8600

0,4180

0,0556

0,1131

0,9157

0,5328

1,0864

151

3,11

3,0

Tab. 3. Dopuszczalna znamionowa moc 1-fazowego mikrogeneratora oszacowana na podstawie mocy zwarciowej w punkcie PCC

114

(38)

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 102–109

(40) Przykład 2 Należy oszacować dopuszczalną moc 1-fazowego mikrogeneratora w układzie pokazanym na rys. 1 dla danych przyjętych w przykładzie 1. Wyniki szacowania mocy mikrogeneratora dla transformatora 63 kVA i rosnącej długości linii od 100 m do 1 km pokazano w tab. 3 oraz na rys. 6. Widać, że im krótsza linia, tym większa jest dopuszczalna moc 1-fazowego mikrogeneratora. Dla linii o długości powyżej 600 m dopuszczalna moc jest mniejsza od 4,6 kVA. Z dokładnych obliczeń w przykładzie 1 wynika,

że przyłączenie mikrogeneratora 1-fazowego o mocy 4,6 kVA możliwe jest przy linii o długości ok. 700 m. Oznacza to, że przybliżone obliczenia są pesymistyczne i zawierają w sobie margines decyzyjny. 5. Uwagi końcowe W artykule przedstawiono model matematyczny pozwalający wyznaczyć analitycznie asymetrię napięć, wprowadzaną do sieci niskiego napięcia przez 1-fazowy mikrogenerator. Podano również sposób szacowania dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikrogeneratora ze względu na dopuszczalną wartość współczynnika asymetrii napięć. Rozważania zilustrowano przykładami obliczeniowymi.

Bibliografia 1. Ustawa o odnawialnych źródłach energii, projekt z 9 października 2012 roku, dostępny na stronie internetowej Ministerstwa Gospodarki. 2. http://www.ieo.pl/dokumenty/ustawaoze/ dokument51290_ustawa_oze.pdf. 3. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. 4. Kremens Z., Sobierajski M., Analiza systemów elektroenergetycznych,Warszawa 1996, s. 122, 244.

Marian Sobierajski

prof. dr hab. inż. Politechnika Wrocławska e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl Profesor zwyczajny Politechniki Wrocławskiej. Zajmuje się problemami naukowymi związanymi z planowaniem i sterowaniem systemów elektroenergetycznych. Jego prace dotyczą głównie probabilistycznych rozpływów mocy, stabilności napięciowej i jakości energii elektrycznej. Ostatnie badania związane są z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi oraz współpracą małych elektrowni z systemem elektroenergetycznym.

Wilhelm Rojewski

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

115

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

Technical Conditions of Microgenerator Connection to a Low Voltage Network Taking Into Account Valid Rules and Practices Applied in Europe and Poland Authors Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Keywords microgeneration, renewable energy sources, low voltage network

Abstract Connection of microgenerators to a low voltage network affects the electrical energy quality. In the paper, the basic relationships have been set out to compute voltage deviations and fluctuations. The basic criteria of microgeneration connection to a low voltage network have been given. The valid rules and practices applied in Europe and Poland have been described.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014410

1. Introduction So far no power limits have been widely adopted which would allow classifying small energy sources as micro-sources. In practice, in many countries included in this category are sources with power from a few watts to several hundred kilowatts. However, a common micro-generation feature is the energy source’s connection to a low voltage (LV) distribution network. In Poland, the basic legal act defining the operating conditions of energy sources in the power system is the Energy Law of 10 April 1997. Recently a new Energy Law was re-established, dated 1 January 2014. Another binding document is the Ordinance of the Minister of Economy of 4 May 2007, and probably from 2016 also the Act on the renewable energy sources shall be effective, the most current draft of which (labelled Rev. 6.3) is dated 28 March 2014. The RES Act defines renewable energy source as: “a source that utilises the energy of wind, solar radiation, areothermal, geothermal, hydro – thermal, hydropower, biomass, biogas, agricultural biogas, sea waves, streams, and tides, and bioliquids”. In Polish practice, the following types of sources can be mainly used for RES based microgeneration: small wind turbines, small hydro turbines, and photovoltaic cells. Similarly to renewables, the legislation endorses connecting small cogeneration systems to LV networks. Practically they can be CHP micro-systems with micro gas turbines, fuel cells, and Stirling engines. Electricity can be generated in micro-sources by a synchronous or asynchronous generator connected to the network directly or via a AC/DC-DC/AC converter system, and a DC power source, such as a fuel cell or photovoltaic cell, connected to network through an inverter (DC/AC).

116

The draft RES Act 28 March 2014 introduces the notion of installation, small installation, and micro-installations of renewable energy source, which can be characterized as follows. RES installation is a generating unit used for the generation of electricity, heat or cold, or gaseous fuels from renewable sources of energy, including also a technical device that collects and processes stored electricity, heat or cold, or gaseous fuel, which is part of this installation. A small installation is an RES installation with total installed electrical capacity over 40 kW to 200 kW. This means: (Smax = Pmax/cos(φ) = 200/0.9 = 222 kVA). Micro-installation is an RES installation with total installed electrical capacity to 40 kW (Smax = Pmax/cos(j) = 40/0.9 = 44 kVA). Polish Standard PN-EN 50438: 2010: “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public lowvoltage distribution networks” introduces the notion of a microgenerator: “…electricity generator independently of the primary energy source, permanently installed with protection systems, single-phase or multi-phase connected to a low voltage network, with rated current below 16A. This means micro-generation, respectively for single and three-phase sources: • 1-phase SnGmax = UfnImax = 230 V*16 A = 3680 VA ≈ 3.7 kVA • 3-phase SnGmax = √3UnImax = 1.73*400 V*16 A = 11085 VA ≈ 11.1 kVA. The RES Act also provides that “A generator of electricity (...) from renewable energy sources in a micro-installation, who is a natural person not conducting business, who generates electricity for their own consumption, may sell the unused surplus electricity thereby generated in the micro-installations and output to distribution network”. The intended interconnection “a generator of electricity (...) from renewable energy sources in a micro-installation shall notify in writing to the operator of the

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

power distribution system in the area of which the micro-installations is to be connected”. On the other hand: “A power company, the business of which is transmission or distribution of electricity, is required to connect RES installations to the grid, subject to precedence for the connection of a RES installation over an installation which is not RES installation, if there are technical and economic conditions for its connection to the network”. An important provision in the Energy Law, is Art. 7.8: “If an applicant for the connection of a micro-installation to a distribution grid is connected to the grid as end consumer, and the installed capacity of the micro-installation, the connection of which the applicant is seeking, doesn’t exceed the limit set out in a previously issued interconnection requirements, the micro-installation shall be connected to the grid on the basis of a micro-installation interconnection notice filed with the power company, to the grid of which the micro-installation will be connected, and after installation of appropriate protections and a smart meter. Otherwise, a micro-installation shall be connected to a distribution network on the basis of a grid interconnection contract”. The micro-installation to grid interconnection notice should include: 1) the name of the applicant, and micro-installation power, 2) details necessary to ensure fulfilment by micro-installation the technical and operational requirements. In a similar manner, “subject to notice”, micro-generation unit interconnection is permitted in most European countries. However, such an easygoing procedure is not in place in countries such as: Austria, Switzerland, Czech Republic, Germany, Spain, Finland, France, Italy, Norway and Sweden. Presumably also there the regulations will be relaxed sometime in the future. For installations that require concluding a grid interconnection contract, its terms and conditions shall be set by the relevant distribution system operator. Typically, in the interconnection requirements the distribution network operator determines the PCC Point of Common Coupling, interconnection method, requirements for micro-source switching and protections, active power output management under normal conditions and control at frequency changes in the power system, as well as requirements for reactive power output. Issue of the interconnection requirements is regarded as the promise of a contract, so earlier the distribution network operator assesses the impact of the micro-generation interconnection to the grid on its operating conditions and the electricity quality. The following electricity quality related issues are taken into account: • voltage deviations • rapid voltage changes and fluctuations • light flicker • harmonics • voltage unbalance • switching disturbances (collapses) • signal transmission faults • impact on short-circuit currents. Assessment procedures of the micro-source interconnection impact on electricity quality should be as simple as possible. They should be based either on simple calculations, or on the

interconnected device’s appropriate certification of compliance with relevant EMC standards. The RES Act’s significant provision is the introduction of the notion of a micro-installation installer. The act specifies a number of formal requirements to be met by a person called an “installer”, whereas the main substantive requirements include completion of appropriate training and passed exam documented with a certificate.

2. Micro-source and low-voltage network interoperability criteria In practice it is necessary to formulate as simple and clear as possible criteria for the method of a micro-source’s interconnection with the network, its maximum power, and requirements for acceptable impact on electricity quality indicators. These criteria on the one hand result from analyses and practical experience of micro-sources’ operation in low voltage networks, and on the other from requirements of relevant standards and regulations. Specified in Tab. 1 are selected standards that set out basic requirements for power quality, which must be absolutely taken into account in assessing the micro-source impact on the low voltage distribution network performance. Specified in Tab. 2 are practical criteria (according to the maximum power) and electricity quality requirements applied in several countries to micro-generators connected to low voltage networks. In countries where micro-generation (mainly using photovoltaics) had already developed, some specific requirements were worked out for providing these sources with active and passive power controls. An example is Germany, where the three basic principles set out in [3] are followed. Reactive power control: • for a system with power Smax ≤ 3.68 kVA cosφ within the range from 0.95 cap. to 0.95 ind. • for a system with power 3.68 kVA < Smax≤ 13.8 kVA control according to preset characteristic cosφ (P), or cosφ preset by DSO in the range from 0.95 cap. to 0.95 ind. Standard No.

Standard title

PN-EN 61000-2-2

Compatibility levels of low-frequency conducted disturbances and signals transmitted in public low-voltage supply systems

PN-EN 61000-2-4

Compatibility levels in industrial plants for low-frequency conducted disturbances,

PN-EN 61000-3-2

Limits for harmonic current emissions (equipment input current ≤16 A per phase)

PN-EN 61000-3-12

Limits for harmonic current produced by equipment connected to public low-voltage systems with input current >16 A and ≤75 A per phase

PN-EN 61000-3-3

Limitation of voltage fluctuations and flicker in low-voltage supply systems for equipment with rated current 16 A

PN-EN 61000-3-11

Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply systems - Equipment with rated current ≤ 75 A and subject to conditional connection

PN-EN Adjustable speed electrical power drive systems - Part 3: EMC require61800-32008 ments Part 3: EMC requirements and special test methods PN-EN 50160

Supply voltage parameters of public distribution networks

PN-EN 50438

Requirements for micro-generating plants to be connected in parallel with public low-voltage distribution networks

Tab. 1. Selected EMC standards related to electricity quality in low voltage network 117

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

• for a system with power Smax > 13.8 kVA control according to preset characteristic cosφ (P), or cosφ preset by DSO in the range from 0.9 cap. to 0.9 ind. Active power control as a function of frequency: for all cases considered automatic reduction of active power at f > 50.2 Hz according to preset characteristic P(f). Remote active power control: output power reduction for a system with power Smax > 100 kW enforced by the distribution network operator. In Poland there are no uniform and detailed requirements and criteria for micro-source connection to low voltage network. The practice is that distribution network operators include in their distribution grid codes some partial requirements formulated on the basis of foreign data, and their own, so far modest, experience. For example, in its distribution grid code Tauron Distribution SA has determined the maximum power of a microsource connected to low voltage network in the following way: • up to 3 kW – single-phase or multi-phase • 3–10 kW – multi-phase only (10 kW limit is below 40 kW microinstallation capacity limitadopted in the RES Act). In the domestic distribution grid codes the typical basic requirement for sources connected to low voltage network is that the total connected rated power of all sources (connected and planned for connection) does not exceed the rated power of the transformer installed in the MV/ LV substation (S∑max ≤ SnTSN/ nN). Also the connected rated power of all generators connected directly (or through a separate line) to a MV/LV transformer substation should not exceed the power of the estimated or measured transformer load. For connectability assessment the connection in the LV network is treated as PCC. However, the actual connection point is the point of the micro-source’s inclusion to the network or system. It may be: • current terminals at the output to an electrical installation loads in connection • current terminals of a switchgear in a consumer’s distribution installation • current terminals in a new connection.

levels, and/or an overload of the network system components. Such an assessment requires collection of much data and information about the network conditions in the planned point of the micro-installation’s or small installation’s common coupling (i.e. short-circuit power and voltage level in various network load conditions) and the generating units’ details. Presented below are the requirements set out in regulations and the assessment method of micro-source connection impact on voltage changes (voltage deviations), voltage fluctuations (dynamic voltage changes), light flicker, voltage asymmetry, and harmonic emissions.

3.1. Micro-generator/ system setup Let’s analyse a 3-phase microgenerator connected to a MV/LV transformer substation with a line with impedance ZL (Fig. 1). The line impedance can be incorporated into the impedance of a source that models the system. As a result, connection of the micro-generator is equivalent to connecting to an external system of an ideal current source through an impedance (1) where: ZQ – impedance of the external system, ZT – impedance of MV/LV transformer, ZL – impedance of line connection between microgenerator and MV/LV transformer. In PCC node the microgenerator inputs active and reactive power to the LV network’s selected phase. The most pessimistic situation is considered here, i.e. the network load is neglected. In Fig. 1 TnN node corresponds to LV terminals of an MV/LV transformer, and is characterized by short-circuit power SkT. S node corresponds to MV terminals of an MV/LV transformer, and is characterized by short-circuit power SkQ of the external network. Short-circuit power in PCC node is:

3. Assessment methodology of micro-source connection impact on electricity quality The decision to conclude a contract for a micro-installation’s or small installation’s interconnection to a low voltage network requires prior assessment of whether its operation in the network will cause an excess of acceptable electricity quality indicator

Country –

Voltage V –

Max. power kW (kVA)

Fig. 1. Schematic diagram of micro-generator connection to power system

Voltage deviations Δu

Fast voltage changes Δua

1-phase source

3-phase source

≤ 3.0

Light flicker Pst, Plt

Asymmetry U2/U1

Harmonics

Ih/I1

≤ 0.5

≤ 2.0

EN61000-3-2 EN 61000-3-12

Germany

230/400

≤ 4.6 kVA

> 4.6 kVA, additional division: (≤ 30 kVA) (> 30 kVA)

Italy

230/400

≤ 6 kW

> 6 kW additional division: (≤ 20 kW) (> 20 kW)

≤ 3.0

≤ 0.5

≤ 2.0

EN61000-3-2 EN 61000-3-12

Spain

230/400

≤ 5 kW

> 5 kW <100 kW <SnTSN/nN

≤ 3.0

≤ 5.0

≤ 0.5

≤ 2.0

EN61000-3-2 EN 61000-3-12

Tab. 2. Comparison of criteria and requirements for micro-generating plant connection to low voltage network in several European countries [2] 118

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

UL1 ZL

EL1

ZQ + ZT

IL1 = IGL1

EL2

ZQ + ZT

IL2 = IGL2

IL3 = IGL3

ZQ + ZT

EL3

Micro-generator complex output power:

UGL1

(5a) 3-phase microgenerator with unknown internal structure

ZLN

External system – MV grid and MV/LV transformer

(5b) where: φ = δ – β micro-generator power angle. The active and reactive powers are given by the following formulas:

Line connection between microgenerator and MV/LV transformer

Fig. 2. Model circuit of power system with connected micro-generator of unknown internal structure

(2)

(6b)

(7a) (7b)

Fig. 2 shows a 3-phase circuit that models a power system with connected 3-phase micro-generator. The system’s electromotive force (EMF) Ε results from the whole system’s operation, and can be treated as an ideal 3-phase source of voltage independent of the microgenerator’s connection/ disconnection. The system operation is planned and directed by the distribution system operator (DSO) in such a way that the voltages in consumer service lines are close to the rated value. It can therefore be assumed that EMF Ε is equal to the rated network voltage. Provided that EMF E vector in phase L1 lies in the real numbers axis: (3) where: a = ej2π/3 – operator of rotation by angle of 120 grades. A micro-generator may be a synchronous or asynchronous generator, or another DC current source connected to the external system through a DC/AC converter. The reference vector for electrical values that describe the micro-generator is the external system’s EMF EL1 = Ε + j0. Microgenerator with unknown structure can be treated as an ideal source of current IG,, the flow of which through branch with impedance Z shifts the vectors node voltages in the network. Fig. 3 shows the diagram for phase L1, provided that:

(6a)

The voltage loss between the micro-generator and the system depends on the micro-generator power angle and is:

where: UnN – LV network rated voltage.

(4)

(7c) where:

– longitudinal phase-to-phase voltage loss at current flow from micro-generator terminals to external system,

– lateral phase-to-phase voltage loss at current flow from microgenerator terminals to external system. The phase-to-phase voltage drop is related to power transmission from the micro-generator to the system, and is equal to the difference between the root-mean-square phase-to-phase voltage on the generator terminals and the phase-to-phase EMF of the system: (8) The external system’s EMF is rigid, therefore the voltage drop is also the deviation of the voltage on the micro-generator terminals. If the angle offset between the vectors of UG and E is small, i.e. δ ≈ 0, it can be assumed that the voltage drop is approximately equal to the longitudinal voltage loss. Practical formulas for deviation of the voltage on micro-generator terminals have the following form:

where: β – vector angle of micro-generator current , δ – vector angle of voltage on micro-generator terminals. 119

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

UfG

Vector rotation direction

Im(+) Ind. reactive power

UEGb – lateral voltage loss

UfEG = IGZ jIGX

QGind > 0

δ>0 β<0 Ac ve power

ϕ> 0

IGR

Re(+) UEGa longitudinal voltage loss

PG > 0

Fig. 3. The micro-generator outputs active power and inductive reactive power to low voltage network

(9a)

(9b)

If angle φ = –φcap , < 0, the micro-generator generates capacitive reactive power, i.e. it intakes the reactive power from the LV network, and then the micro-generator reactive power is negative QGcap < 0. Voltage deviation at micro-generator operation with capacitive power factor results from the following formula:

(9c) (12) If angle φ = φίηd > 0, the micro-generator generates inductive reactive power, i.e. it outputs the reactive power to the LV network. The micro-generator inductive reactive power in this case is positive QGind > 0 (Fig. 3). Voltage deviation at the generator operation with an inductive power factor is: (10)

Depending on the power angle sine the voltage deviation can be positive, zero or negative. As a result, the voltage on the microgenerator terminals can be even lower than the system voltage. If φ = 0, the micro-generator generate active power only (Fig. 5). This operation variant is the most advantageous from the viewpoint of active power transmission losses. Voltage deviation at the micro-generator operation with power factor equal to one results from the following formula:

Voltage on the generator terminals at an inductive power factor is always higher than the system voltage E:

(13)

(11)

Im(+)

β>0 Cap. reactive power QGcap < 0

Ac ve power PG > 0

ϕcap < 0

Vector rotation direction

UfG

jIGX IGZ

δ >0

IGR

Re(+)

Fig. 4. Micro-generator outputs active power and capacitive reactive power to LV network low (intakes inductive reactive power from the network)

120

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

Vector rotation direction

UfG

Im(+) ϕ =0

β = δ E Ac ve power PG > 0

jIGX

IGZ IGR

Re(+)

Fig. 5. Micro-generator outputs only active power to LV network

Active power transmission losses in this case are the smallest possible:

∆Plosses = RI G2 = R

PG2 + QG2 PG2 = R U G2 U G2

(14)

3.2. Allowable voltage deviations It is assumed in European practical solutions that in normal network operating conditions no voltage change due to operation of all generating units in the LV network should exceed in any point of the network 3% of the voltage without the generation [3]. (15a)

• • • •

PN-EN 61000-2-2/2-4 (on overall compatibility levels) PN-EN 50438 (for micro-sources) PN-EN 61000-3-3 (for devices with rated current up to 16 A) PN-EN 61000-3-11 (for devices with rated current >16 A and <75 A).

In normal network operating conditions no voltage fluctuations in PCC point, due to micro-source switching operations, should exceed 3% of the network rated voltage UnN in the PCC point. The largest step change in voltage occurs during micro-generator start-up and is approximately equal to modulus of the longitudinal voltage loss from the starting current: (17) where:

(15b) – start current factor, (15c)

φr – power angle of micro-generator at start-up.

It follows from formula (15c) that the voltage deviation can also be calculated using micro-generator active and reactive power outputs:

Fast voltage change is referenced to the voltage before switching the micro-source on, usually the network rated voltage. As allowable fast voltage change is denominated in percentages, therefore:

(16)

(18a)

The impact of multiple micro-sources on the voltages in their points of common coupling is determined by superposition of the voltage deviations caused by operation of individual microsources, while the appropriate power factor of the individual micro-source outputs should be taken into account.

(18b)

(18c)

3.3. Allowable voltage fluctuations Network voltage fluctuations due to micro-source switching operations are assessed on the basis of provisions of the following standards:

(18d)

121

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

(18e)

(18f) where:

– angle of the network short-circuit impedance as seen from micro-generator terminals, inductive power angle φr = φrin d > 0, capacitive power angle φr = –φrcap < 0. The pessimistic impact of switching on a micro-generator on sudden changes in the PCC voltage can be estimated by assuming the cosine in equation (18f) as one. The result is the maximum fast voltage change determined by the ratio of rated and short-circuit powers: (19) where: SkV – short-circuit power in micro-generator’s PCC point, SmaxG – maximum available source power. Where factor kr is not determined on the basis of accurate microgenerator details, usually the following reference values are adopted: • kr = 1 for generating units connected through an inverter • kr = 1.2 for synchronous generators • kr = 4 for asynchronous generators switched on to network at 95–105 % of their synchronous speed • k = 8 for asynchronous generators with motor start (switched on to network as motors). If fast voltage changes Δua calculated after formula (9) do not meet the required condition, they must be recalculated after more a accurate formula (18f), taking into account network short-circuit impedance angle ψ, and power angle at start-up φr.

3.4. Allowable light flicker

Light flicker factors (short-term Pst and long-term Plt) induced in a network by micro-sources are assessed on the basis of provisions of the following standards: • PN-EN 61000-2-2/2-4 (on overall compatibility levels) • PN-EN 50438 (for micro-sources) • PN-EN 61000-3-3 (for devices with rated current up to 16 A) • PN-EN 61000-3-11 (for devices with rated current > 16 A and <75 A). The standard provisions set out the following requirements: Pst < 1,0, Plt < 0,65 where: Pst – short-term flicker, Plt – long-term flicker.

122

(20)

A connected micro-source’s compliance with these requirements should be documented by its manufacturer with the certificate of conformity, or by specification of the maximum allowable network short-circuit impedance Zkmax, up to which the device can be connected without fear of inducing light flicker in excess of the allowable limit. Short-circuit impedance at the microsource’s PCC point should be less than that specified by the manufacturer. The question arises, how to estimate flicker PstTnN in TnN node on the basis of flicker PstPCC determined for PCC node. The following relations apply here: (21a)

(21b)

(21c)

Line impedance ZL is much larger than the system and transformer impedances. As a result, flicker is quickly suppressed in an LV network. If in a network point the connection of a micro-installation or small installation made up of several different generating units is considered, then the resultant flicker can be determined on the basis of the flickers induced by the individual units:

(22) where: N – number of micro-sources connected to the low voltage network node.

3.5. Allowable harmonic levels Micro-source current harmonics induce harmonics in the network voltage. Limits for current harmonics are provided in the following standards: • PN-EN 61000-2-2 (on overall compatibility levels) • PN-EN 50438 (for micro-sources) • PN-EN 61000-3-2 (for devices with rated current up to 16 A) • PN-EN 61000-3-12 (for devices with rated current > 16 A and < 75 A). Allowable levels of current harmonics of micro-sources with a rated current up to 16 A, qualified as Class A devices (according to PN-EN 61000-3-2) are specified in Tab. 3. By analogy with the compatibility standard PN-EN 61000-3-2 for micro-sources of current up to 16 A, to micro-sources with rated current from 16 to 75 A provisions of the standard for devices in the same current range, i.e. PN-EN 61000-3-12, can be applied. Specified in Tab. 4 are allowable current harmonic emissions for symmetrical three-phase devices according to standard PN-EN 61000-3-12.

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

Order

Maximum allowable current harmonics [A] Odd harmonics

2.30

1.14

0.77

0.40

0.33

0.21

15 ≤ n ≤ 39

0.15 x 15/n

For other short-circuit ratios Rsce, linear interpolation between successive Rsce is admitted. Where the level of harmonics in micro-source current is known, its compliance with the standards can be assessed on the basis of the short-circuit conditions at the PCC point, and the limit values set out given in Tab. 4. Another solution is the manufacturer’s specification of the minimum required short-circuit power (or short-circuit ratio Rsce) at PCC. A connected micro-source’s compliance with these requirements should be documented by its manufacturer with the certificate of conformity, or results of accredited laboratory’s measurements.

Even harmonics 2

1.08

0.43

0.30

8 ≤ n ≤ 40

0.23 x 8/n

where: SkV – short-circuit power at micro-source PCC, Smax – maximum available apparent micro-source power.

3.6. Allowable voltage asymmetry

Tab. 3. Maximum allowable current harmonics for A Class devices and micro-sources (PN-EN 50438)

Total harmonic distortion THD of the current, and partial weighted harmonic distortion PWHD of the current are given by:

(23a)

Voltage asymmetry is considered as a long-term phenomenon, i.e. in time intervals of 10 min. or longer. The asymmetry level is assessed based on the ratio of negative to positive sequence voltages. Standard PN-EN 61000-2-2, which specifies the compatibility level for devices operated in public networks in terms of asymmetry, allows for a 2% ratio of negative to positive sequence voltages. In industrial networks, to which part 2–4 of the standard refers, the asymmetry level elevated to 3% is allowed. In addition, the standard contains the comment that in practice the asymmetry induced by connection of a single-phase load can be estimated by the ratio of the connected single phase device’s power to 3-phase short-circuit power at the point of its connection. (25)

(23b)

Relative levels of even harmonics up to the 12th should not exceed 16/n [%]. The level harmonics of any order higher than 12 are included in THD and PWHD in the same way, as harmonics of odd orders. Short circuit ratio is defined as follows: (24)

Minimum value Rsce

Allowable current harmonic levels Ih/I1 [%]

Allowable current harmonic distortion [%]

I11

I13

THDi

PWHDi

10.7

7.2

3.1

120

250

> = 350

Tab. 4. Allowable current harmonic emissions for symmetrical threephase devices, as per PN-EN 61000-3-12

In the German practice [3] some additional practical requirements are applied. If at any point several single-phase microsources are connected, it must be ensured that the allowable difference in individual phases does not exceed 4.6 kVA.

4. Micro-source impact on short-circuit currents The effect of micro-generation impact on the short-circuit current at PCC depends on the type and power of micro-sources. The following rules are adopted for estimation of short-circuit currents of various micro-source types: • I”K = 8InG – synchronous generators • I”K = 6InG – asynchronous generators connected directly to network • I”K = InG – sources connected through inverters.

5. Final conclusions The paper discusses the micro-generation impact on electricity quality in low voltage networks with regard to applicable standards, the Energy Law, and the draft RES Act. Basic criteria are specified for joining micro-sources’ interconnection to low voltage networks in Poland and other European countries. Basic relations are derived, necessary to determine voltage deviations and fluctuations caused by micro-sources connected to low voltage network. 123

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 116–124

REFERENCES

1. The Act on the renewable energy sources, the draft of 9 October 2012 (Rev. 20.2) available on the website of the Ministry of Economy. 2. GIZ Stadler Ingo, Study about international standards for the connection of small distributed generators to the power grid, developed by Cologne University of Applied Science to Deutsche Gesellschaft fur Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, June 2011.

3. VDE 4105:2011-08 Power generation systems connected to the lowvoltage distribution network. Technical minimum requirements for connection to the parallel operation with low-voltage distribution networks. FNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE.

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

124

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 116–124

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 116–124. When referring to the article please refer to the original text. PL

Uwarunkowania techniczne przyłączania mikrogeneracji do sieci niskiego napięcia w świetle obowiązujących przepisów oraz praktyk krajowych i europejskich Autorzy

Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Słowa kluczowe

mikrogeneracja, odnawialne źródła, sieć niskiego napięcia

Streszczenie

W artykule autorzy omówili wpływ mikrogeneracji na jakość energii w sieci niskiego napięcia. Wyprowadzono podstawowe zależności niezbędne do wyznaczania odchyleń i wahań napięcia, powodowanych przez przyłączone źródła. Podano podstawowe kryteria przyłączania mikroźródeł do sieci niskiego napięcia w Polsce i innych krajach europejskich.

1. Wprowadzenie Nie przyjęto dotąd powszechnie granicznych wartości mocy, pozwalających zakwalifikować małe źródło energii do kategorii mikroźródeł. W praktyce w wielu krajach zalicza się do tej kategorii źródła o mocy od pojedynczych watów do kilkuset kilowatów. Wspólną cechą mikrogeneracji jest natomiast przyłączanie źródeł energii do sieci rozdzielczej niskiego napięcia (nN). W Polsce podstawowym aktem prawnym określającym warunki pracy źródeł energii w systemie elektroenergetycznym jest ustawa Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 roku. W ostatnim czasie udostępniono projekt nowej ustawy Prawo energetyczne, datowany na 1 stycznia 2014 roku. Drugim wiążącym dokumentem jest Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 roku, a prawdopodobnie od 2016 roku ma obowiązywać także Ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE) [1], której projekt w najnowszej wersji pochodzi z 28 marca 2014 roku. Ustawa o OZE definiuje odnawialne źródła energii jako: „źródło wykorzystujące energię wiatru, energię promieniowania słonecznego, energię aeotermalną, energię geotermalną, energię hydrotermalną, hydroenergię, energię otrzymywaną z biomasy, energię otrzymywaną z biogazu, energię otrzymywaną z biogazu rolniczego, fal, prądów i pływów morskich oraz energię otrzymywaną z biopłynów”. W praktyce krajowej, w mikrogeneracji opartej na odnawialnych źródłach energii mogą znaleźć zastosowanie głównie następujące rodzaje źródeł: małe turbiny wiatrowe, małe turbiny wodne, ogniwa fotowoltaiczne. Podobnie do źródeł odnawialnych wspierane jest przez ustawodawcę przyłączanie do sieci nN małych systemów pracujących w kogeneracji. Praktycznie mogą to być mikrosystemy kogeneracyjne wykorzystujące: mikroturbiny gazowe, ogniwa paliwowe, silnik Stirlinga. Generatorami energii elektrycznej w mikroźródłach mogą być prądnice synchroniczne i asynchroniczne, przyłączone do sieci bezpośrednio lub poprzez układ przekształtnikowy AC/DC-DC/AC, oraz źródła prądu stałego, jak ogniwa paliwowe czy ogniwa fotowoltaiczne, przyłączane do sieci poprzez inwerter (DC/AC).

Projekt Ustawy o OZE z 28 marca 2014 roku wprowadza pojęcie instalacji, małej instalacji i mikroinstalacji odnawialnego źródła energii, które można scharakteryzować następująco. Instalacja odnawialnego źródła energii jest to jednostka wytwórcza służąca do wytwarzania energii elektrycznej, ciepła lub chłodu, lub paliw gazowych z odnawialnych źródeł energii, w tym także urządzenia techniczne, które pobierają i przetwarzają zmagazynowaną energię elektryczną, ciepło lub chłód, lub paliwo gazowe, stanowiące część tej instalacji. Mała instalacja to instalacja odnawialnego źródła energii o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 40 kW do 200 kW lub zainstalowanej łącznej mocy cieplnej. Oznacza to: (Smax = Pmax/cos(φ) = 200/0,9 = 222 kVA). Mikroinstalacja to instalacja odnawialnego źródła energii o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 40 kW lub zainstalowanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej do 70 kW (Smax = Pmax/cos(φ) = 40/0,9 = 44 kVA). Norma PN-EN 50438: 2010: Wymagania dotyczące równoległego przyłączania mikrogeneratorów do publicznych sieci rozdzielczych niskiego napięcia, wprowadzają pojęcie mikrogeneratora: „…generator energii elektrycznej niezależnie od źródła energii pierwotnej, zainstalowany na stałe wraz z układami zabezpieczeń, przyłączony jednofazowo lub wielofazowo do sieci niskiego napięcia, o prądzie znamionowym nie większym niż 16A”. Oznacza to mikrogenerację odpowiednio dla źródeł jednoi trójfazowych: • 1-fazowe: SnGmax = UfnImax = 230 V*16 A = 3680 VA ≈ 3,7 kVA • 3-fazowe: SnGmax = √3UnImax = 1,73*400 V*16 A = 11085 VA ≈11,1 kVA. Ustawa o OZE mówi również, że „Wytwórca energii elektrycznej (…) z odnawialnych źródeł energii w mikroinstalacji będący osobą fizyczną nieprowadzącą działalności gospodarczej, który wytwarza energię elektryczną w celu zużycia na własne potrzeby, może sprzedać nadwyżkę niewykorzystanej energii elektrycznej wytworzonej przez niego w mikroinstalacji i wprowadzonej

do sieci dystrybucyjnej”. O zamiarze przyłączenia „Wytwórca energii elektrycznej, ciepła lub chłodu z odnawialnych źródeł energii w mikroinstalacji pisemnie informuje operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, na którego obszarze działania ma zostać przyłączona mikroinstalacja”. A z drugiej strony: „Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej jest obowiązane do przyłączenia instalacji odnawialnego źródła energii do sieci, z zachowaniem pierwszeństwa w przyłączeniu instalacji odnawialnego źródła energii przed instalacją niestanowiącą instalacji odnawialnego źródła energii, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci”. Ważnym nowym zapisem, niewystępującym we wcześniejszych wersjach projektu Ustawy o OZE, jest art. 38.1: „W przypadku, gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej jest przyłączony do sieci jako odbiorca końcowy, a moc zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której ubiega się ten podmiot, nie jest większa niż określona we wcześniej wydanych warunkach przyłączenia, przyłączenie do sieci odbywa się na podstawie zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji złożonego w przedsiębiorstwie energetycznym, do którego sieci ma zostać przyłączona mikroinstalacja i po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i licznika inteligentnego. W innym przypadku przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej odbywa się na podstawie umowy o przyłączenie do sieci”. Zgłoszenie przyłączenia mikroinstalacji powinno zawierać w szczególności: 1) oznaczenie podmiotu ubiegającego się o przyłączenie oraz rodzaj i moc mikroinstalacji, 2) informacje niezbędne do zapewnienia spełnienia przez mikroinstalację wymagań technicznych i eksploatacyjnych. W podobny sposób dopuszcza się przyłączanie mikrogeneracji wg procedury „za powiadomieniem” w większości krajów europejskich. Jednakże nie stosuje się takiej łagodnej procedury w takich krajach, jak: Austria, Szwajcaria, Czechy, Niemcy, Hiszpania, Finlandia, Francja, Włochy, Norwegia i Szwecja. Można przypuszczać,

125

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 116–124

że i tam w przyszłości dojdzie do złagodzenia przepisów. W przypadku instalacji wymagającej (zgodnie z art. 38.1. ustawy o OZE) podpisania umowy o przyłączenie do sieci warunki takiej umowy określa odpowiedni operator systemu dystrybucyjnego. Zwykle operator sieci dystrybucyjnej w warunkach przyłączenia określa punkt przyłączenia do sieci PCC (ang. Point of Common Coupling), sposób przyłączenia, wymagania dotyczące układów łączeniowych i zabezpieczeń mikroźródeł, zarządzania mocą czynną generowaną w warunkach normalnych i sterowania generacją mocy czynnej podczas zmian częstotliwości w systemie elektroenergetycznym, a także dotyczące regulacji mocy biernej generowanej. Wydanie warunków przyłączenia traktowane jest jako obietnica zawarcia umowy, dlatego operator sieci dystrybucyjnej wcześniej dokonuje oceny wpływu przyłączenia mikrogeneracji do sieci na warunki pracy tej sieci i jakość energii. Uwzględnia się następujące zagadnienia związane z jakością energii elektrycznej: • odchylenia poziomu napięcia • szybkie zmiany i wahania napięcia • migotanie światła • harmoniczne • asymetria napięcia • zaburzenia (załamania) komutacyjne • zakłócenia transmisji sygnałów • wpływ na prądy zwarciowe. Procedury oceny wpływu przyłączenia mikroźródeł na jakość energii powinny być możliwie najprostsze. Powinny opierać się bądź na nieskomplikowanych obliczeniach, bądź na stwierdzeniu posiadania przez przyłączane urządzenia stosownych certyfikatów zgodności z normami kompatybilności elektromagnetycznej. Istotnym postanowieniem ustawy o OZE (rozdział 8: „Warunki i tryb wydawania certyfikatów instalatorom mikroinstalacji i małych instalacji oraz akredytowania organizatorów szkoleń”) jest wprowadzenie pojęcia instalatora mikroinstalacji. Ustawa precyzuje wiele warunków formalnych, jakie musi spełniać osoba zwana „instalatorem”, natomiast główne warunki merytoryczne to odbycie stosownego szkolenia i złożenie z wynikiem pozytywnym egzaminu poświadczonego świadectwem.

Numer normy

Tytuł normy

PN-EN 61000-2-2

Poziomy kompatybilności zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości i sygnałów przesyłanych w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia

PN-EN 61000-2-4

Poziomy kompatybilności zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości w sieciach zakładów przemysłowych

PN-EN 61000-3-2

Poziomy dopuszczalne emisji harmonicznych prądu (fazowy prąd zasilający odbiornika ≤ 16A)

PN-EN 61000-3-12

Poziomy dopuszczalne emisji harmonicznych prądu dla odbiorników o znamionowym prądzie fazowym > 16 A i ≤ 75 A przyłączonych do publicznej sieci zasilającej niskiego napięcia

PN-EN 61000-3-3

Ograniczanie zmian napięcia, wahań napięcia i migotania światła w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia, powodowanych przez odbiorniki o fazowym prądzie znamionowym ≤ 16 A przyłączone bezwarunkowo

PN-EN 61000-3-11

Ograniczanie zmian napięcia, wahań napięcia i migotania światła w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia. Urządzenia o prądzie znamionowym ≤ 75 A podlegające podłączeniu warunkowemu

PN-EN 61800-3:2008

Elektryczne układy napędowe mocy o regulowanej prędkości. Część 3: Wymagania dotyczące EMC i specjalne metody badań

PN-EN 50160

Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych

PN-EN 50438

Wymagania dotyczące przyłączania mikrogeneratorów do publicznych sieci rozdzielczych

Tab. 1. Wybrane normy EMC związane z jakością energii w sieci niskiego napięcia

2. Kryteria współpracy mikroźródeł z siecią niskiego napięcia W praktyce potrzebne jest sformułowanie możliwie prostych i jednoznacznych kryteriów określających sposób przyłączenia mikroźródła do sieci, jego maksymalną moc oraz wymagania dotyczące dopuszczalnego wpływu na wskaźniki jakości energii elektrycznej. Kryteria te z jednej strony wynikają z analiz i praktycznych doświadczeń z pracy mikroźródeł w sieci niskiego napięcia, a z drugiej z wymagań odpowiednich norm i przepisów. W tab. 1 zamieszczono wybrane normy określające podstawowe wymagania związane z jakością energii, które należy bezwzględnie brać pod uwagę w ocenie wpływu mikroźródeł na pracę sieci rozdzielczej niskiego napięcia.

W tab. 2 zestawiono praktyczne kryteria (wg maksymalnej mocy) i wymagania jakości energii stosowane w kilku krajach w odniesieniu do mikrogeneracji przyłączanej do sieci niskiego napięcia. W tych krajach, w których wcześniej rozwinęła się mikrogeneracja (głównie z wykorzystaniem fotowoltaiki), dopracowano się konkretnych wymagań dotyczących wyposażania tych źródeł w układy sterowania mocą czynną i bierną. Przykładem są tu Niemcy, gdzie stosuje się trzy podstawowe zasady określone w [3]. Regulacja mocy biernej: • dla systemów o mocy Smax ≤ 3,68 kVA cosφ w przedziale od 0,95 poj. do 0,95 ind. • dla systemów o mocy 3,68 kVA < Smax≤ 13,8 kVA regulacja według zadanej charakterystyki cosφ (P) lub zadany

Kraj

Napięcie V

Max. moc kW (kVA)

Odchylenia napięcia Δu

Szybkie zmiany napięcia Δua

Migotanie światła

Asymetria U2/U1

Harmoniczne

–

źródło 1-fazowe

źródło 3-fazowe

Pst, Plt

Ih/I1

Niemcy

230/400

≤ 4,6 kVA

> 4,6 kVA, dodatkowy podział: (≤ 30 kVA) (> 30 kVA)

≤ 3,0

≤ 0,5

≤ 2,0

EN61000-3-2 EN 61000-3-12

Włochy

230/400

≤ 6 kW

> 6 kW dodatkowy podział: (≤ 20 kW) (> 20 kW)

≤ 3,0

≤ 0,5

≤ 2,0

EN61000-3-2 EN 61000-3-12

Hiszpania

230/400

≤ 5 kW

> 5 kW <100 kW <SnTSN/nN

≤ 3,0

≤ 5,0

≤ 0,5

≤ 2,0

EN61000-3-2 EN 61000-3-12

Tab. 2. Porównanie stosowanych w kilku krajach europejskich kryteriów i wymagań dotyczących przyłączania mikrogeneracji do sieci niskiego napięcia [2]

126

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 116–124

przez OSD cosφ w przedziale od 0,95 poj. do 0,95 ind. • dla systemów o mocy Smax > 13,8 kVA regulacja według zadanej charakterystyki cosφ(P) lub zadany przez OSD cosφ w przedziale od 0,9 poj. do 0,9 ind. Regulacja mocy czynnej w funkcji częstotliwości: dla wszystkich rozpatrywanych przypadków automatyczna redukcja mocy czynnej przy f > 50,2 Hz wg zadanej charakterystyki P(f). Zdalne sterowanie mocą czynną: ograniczanie generacji dla systemów o mocy Smax > 100 kW wymuszane przez operatora sieci dystrybucyjnej. W Polsce brakuje jednolitych i szczegółowych wymagań oraz kryteriów przyłączania mikroźródeł do sieci niskiego napięcia. Praktyka jest taka, że operatorzy sieci dystrybucyjnej w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) zawierają cząstkowe wymagania sformułowane na podstawie danych zagranicznych i skromnych, jak dotychczas, własnych doświadczeń. Przykładowo IRiESD Tauron Dystrybucja SA określa maksymalną moc mikroźródła przyłączanego do sieci nN w następujący sposób: • do 3 kW – jednofazowo lub wielofazowo • 3–10 kW – tylko wielofazowo (graniczna wartość 10 kW jest mniejsza od przyjętej w ustawie o OZE mocy mikroinstalacji 40 kW). Zwykle w krajowych IRiESD podstawowym wymaganiem dla źródeł przyłączanych do sieci nN jest spełnienie warunku, aby całkowita moc przyłączeniowa wszystkich źródeł (pracujących lub planowanych do przyłączenia) nie przekroczyła mocy znamionowej transformatora zainstalowanego w stacji SN/nN (SΣmax ≤ SnTSN/nN). Również moc przyłączeniowa wszystkich generatorów przyłączonych bezpośrednio (lub przez wydzielona linię) do stacji transformatorowej SN/nN nie powinna przekraczać mocy szacowanego lub zmierzonego obciążenia transformatora. Przy ocenie możliwości przyłączenia złącze w sieci nN jest traktowane jako punkt PCC. Jednakże rzeczywistym punktem podłączenia jest punkt włączenia mikroźródła do sieci lub instalacji. Mogą to być: • zaciski prądowe na wyjściu w kierunku instalacji elektrycznej odbiorcy w złączu • zaciski prądowe rozdzielnicy w instalacji elektrycznej rozdzielczej odbiorcy • zaciski prądowe w nowym złączu. 3. Metodyka oceny wpływu przyłączenia mikroźródeł na jakość energii Decyzja o zawarciu umowy o przyłączeniu mikroinstalacji bądź małej instalacji do sieci elektroenergetycznej nN wymaga wcześniejszej oceny, czy ich praca w sieci nie spowoduje przekroczenia dopuszczalnego poziomu wskaźników jakości energii oraz przeciążenia elementów układu sieciowego. Przeprowadzenie takiej oceny wymaga zebrania wielu danych i informacji o warunkachsieciowychw planowanympunkcieprzyłączenia mikroinstalacji lub małej instalacji (tzn. mocy zwarciowej i poziomu napięcia w różnych stanach obciążenia sieci) oraz danych jednostek generacji. Poniżej przedstawiono wymagania sformułowane w przepisach i sposób oceny wpływu przyłączenia mikroźródeł na zmiany napięcia (odchylenia napięcia), wahania napięcia (dynamiczne

Rys. 1. Schemat ideowy przyłączenia mikrogeneratora do systemu elektroenergetycznego

Rys. 2. Obwód modelujący układ elektroenergetyczny z przyłączonym mikrogeneratorem o nieznanej strukturze wewnętrznej

zmiany napięcia), migotanie światła (fliker), asymetrię napięć i emisję harmonicznych. 3.1. Układ mikrogenerator – system Rozpatrzmy mikrogenerator 3-fazowy przyłączony do stacji transformatorowej SN/nN za pomocą linii o impedancji ZL (rys. 1). Impedancja linii może być włączona do impedancji źródła modelującego system. W rezultacie przyłączenie mikrogeneratora jest równoważne przyłączeniu do zewnętrznego systemu idealnego źródła prądowego przez impedancję. (1) gdzie: ZQ – impedancja zewnętrznego systemu, ZT – impedancja transformatora SN/nN, ZL – impedancja linii łączącej mikrogenerator z transformatorem SN/nN. W węźle PCC mikrogenerator wprowadza do wybranej fazy sieci nN moc czynną i bierną. Rozpatrywana jest najbardziej pesymistyczna sytuacja, tzn. pomijane jest obciążenie sieci. Na rys. 1 węzeł TnN odpowiada zaciskom nN transformatora SN/nN i charakteryzuje go moc zwarciowa SkT. Węzeł S odpowiada zaciskom SN transformatora SN/nN i charakteryzuje go moc zwarciowa SkQ sieci zewnętrznej. Moc zwarciowa w węźle PCC wynosi: (2)

gdzie: UnN – znamionowe napięcie sieci niskiego napięcia. Na rys. 2 pokazano obwód 3-fazowy modelujący system elektroenergetyczny z przyłączonym 3-fazowym mikrogeneratorem. Siła elektromotoryczna (sem) E systemu wynika z warunków pracy całego systemu i może być traktowana jako idealne źródło napięcia 3-fazowego o wartości niezależnej od załączenia/wyłączenia badanego mikrogeneratora. Praca systemu jest planowana i prowadzona przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) w taki sposób, że napięcia u odbiorcy są bliskie wartości znamionowych. Można zatem przyjąć, że sem E jest równa napięciu znamionowemu sieci. Przyjmując, że wektor sem E w fazie L1 leży w osi liczb rzeczywistych, otrzymujemy:

(3) gdzie: a = ej2π/3 – operator obrotu o kąt 120 st. Mikrogeneratorem może być generator synchroniczny, asynchroniczny lub inne dowolne źródło prądu stałego dostarczające do systemu zewnętrznego prąd poprzez przekształtnik DC/ AC. Wektorem odniesienia dla wielkości elektrycznych charakteryzujących mikrogenerator jest sem systemu zewnętrznego

127

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 116–124

EL1 = E + j0. Mikrogenerator o nieznanej strukturze może być traktowany jako idealne źródło prądu wprowadzające do sieci prąd IG, który płynąc gałęzią o impedancji Z powoduje przesunięcie wektorów napięć węzłowych w sieci. Na rys. 3 przedstawiono wykres dla fazy L1, przyjmując: ,

napięcia. Praktyczne wzory na obliczanie odchylenia napięcia na zaciskach makrogeneratora mają postać: (9a)

Moc zespolona mikrogeneratora wynosi: (5a)

(5b)

(10)

(9b)

(4)

gdzie: β – kąt wektora prądu mikrogeneratora, δ – kąt wektora napięcia na zaciskach mikrogeneratora.

Odchylenie napięcia przy pracy generatora z indukcyjnym współczynnikiem mocy wyniesie:

(9c)

Jeżeli kąt φ = φind > 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną indukcyjną, czyli wysyła moc bierną do sieci nN. Moc bierna indukcyjna mikrogeneratora w tym przypadku jest dodatnia QGind > 0 (rys. 3).

Napięcie na zaciskach generatora przy indukcyjnym współczynniku mocy będzie zawsze wyższe od napięcia systemu E: (11) Jeżeli kąt φ = –φpoj < 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną pojemnościową, czyli pobiera moc bierną z sieci nN i wtedy moc bierna mikrogeneratora jest ujemna QGpoj < 0 (rys. 4).

gdzie: φ = δ – β – kąt mocy mikrogeneratora. Dla mocy czynnej i biernej mamy następujące zależności: ,

(6a)

(6b)

Strata napięcia między mikrogeneratorem i systemem zależy od kąta mocy mikrogeneratora i wynosi: (7a)

Rys. 3. Mikrogenerator wysyła do sieci nN moc czynną i moc bierną indukcyjną

(7b)

gdzie:

(7c)

– międzyfazowa podłużna strata napięcia przy przepływie prądu od zacisków mikrogeneratora do systemu zewnętrznego,

– międzyfazowa poprzeczna strata napięcia przy przepływie prądu od zacisków mikrogeneratora do systemu zewnętrznego. Spadek międzyfazowego napięcia związany z przesyłaniem mocy z mikrogeneratora do systemu jest równy różnicy wartości skutecznej międzyfazowego napięcia na zaciskach generatora i międzyfazowej sem systemu:

Rys. 4. Mikrogenerator wysyła do sieci nN moc czynną i moc bierną pojemnościową (pobiera z sieci moc bierną indukcyjną)

(8) Sem systemu zewnętrznego jest sztywna, wobec tego spadek napięcia jest jednocześnie odchyleniem napięcia na zaciskach mikrogeneratora. Jeżeli rozchył kątowy między wektorami napięć UG oraz E jest niewielki, czyli , to można przyjąć, że spadek napięcia jest w przybliżeniu równy podłużnej stracie

128

Rys. 5. Mikrogenerator wysyła do sieci nN tylko moc czynną

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 116–124

3.3. Dopuszczalne wahania napięcia Oceny poziomu wahań napięcia w sieci powodowanych przez operacje łączeniowe mikroźródła dokonuje się na podstawie zapisów norm: • PN-EN 61000-2-2/2-4 (o ogólnych poziomach kompatybilności) • PN-EN 50438 (dla mikroźródeł) • PN-EN 61000-3-3 (dla urządzeń o prądzie znamionowym do 16 A) • PN-EN 61000-3-11 (dla urządzeń o prądzie znamionowym >16 A i <75 A). Wahania napięcia w punkcie przyłączenia, spowodowane operacjami łączeniowymi mikroźródła w normalnych warunkach pracy sieci, nie powinny przekroczyć 3% napięcia znamionowego sieci UnN w punkcie przyłączenia. Największa skokowa zmiana napięcia wystąpi w czasie rozruchu mikrogeneratora i jest równa w przybliżeniu modułowi podłużnej straty napięcia od prądu rozruchu:

Odchylenie napięcia przy pracy mikrogeneratora z pojemnościowym współczynnikiem mocy wynika ze wzoru: (12) Zależnie od wartości sinusa kąta mocy odchylenie napięcia może być dodatnie, zerowe lub ujemne. W rezultacie napięcie na zaciskach napięcia może być nawet mniejsze od napięcia systemu. Jeżeli kąt φ = 0, to mikrogenerator wytwarza tylko moc czynną (rys. 5). Jest to najkorzystniejszy wariant pracy z punktu widzenia strat przesyłowych mocy czynnej. Odchylenie napięcia przy pracy generatora z jedynkowym współczynnikiem mocy wynika ze wzoru: (13)

Pesymistyczny wpływ załączenia mikrogeneratora na nagłe zmiany napięcia w punkcie przyłączenia można oszacować, przyjmując jedynkową wartość cosinusa w zależności (18f). W rezultacie mamy maksymalną szybką zmianę napięcia, określoną przez stosunek mocy znamionowej i zwarciowej: (19) gdzie: SkV – moc zwarciowa w punkcie przyłączenia mikrogeneratora, SmaxG – maksymalna osiągalna moc źródła. Jeśli współczynnik kr nie jest wyznaczany na podstawie dokładnych danych mikrogeneratora, to zwykle przyjmuje się wartości referencyjne: • kr = 1 dla jednostek generacji przyłączanych przez inwerter • kr = 1,2 dla generatorów synchronicznych • kr = 4 dla generatorów asynchronicznych włączanych do sieci po doprowadzeniu do 95–105% prędkości synchronicznej • kr= 8 dla generatorów asynchronicznych z rozruchem silnikowym (włączanych do sieci jako silnik). Jeśli szybkie zmiany napięcia Δua obliczone według wzoru (19) nie spełniają wymaganego warunku, to należy ponownie wyznaczyć je z dokładniejszego wzoru (18f ), uwzględniając kąt impedancji zwarciowej sieci ψ oraz kąt mocy w czasie rozruchu φr.

(17)

Straty przesyłowe mocy czynnej są w tym przypadku najmniejsze z możliwych:

kąt mocy φr = φrin d > 0, pojemnościowy kąt mocy φr = –φrpoj < 0.

gdzie: – współczynnik rozruchu, φr – kąt mocy mikrogeneratora w czasie rozruchu.

(14)

3.2. Dopuszczalne odchylenia napięcia W praktycznych europejskich rozwiązaniach przyjmuje się, że w normalnym układzie pracy sieci zmiana poziomu napięcia spowodowana pracą wszystkich jednostek wytwórczych w sieci nN nie powinna przekroczyć w żadnym z punktów tej sieci 3% poziomu napięcia, jakie występuje bez generacji [3].

Szybka zmiana napięcia jest odnoszona do napięcia przed załączeniem mikroźródła, zwykle znamionowego napięcia sieci. Dopuszczalna szybka zmiana napięcia podawana jest w proc., zatem otrzymuje się: (18a)

(18b) (15a)

(15b)

(18c)

(15c) Ze wzoru (15c) wynika, że odchylenie napięcia może być również obliczone z wykorzystaniem mocy czynnej i biernej wytwarzanej przez mikrogenerator:

Wpływ wielu mikroźródeł na poziom napięcia w punktach ich przyłączenia określa się poprzez superpozycje odchyleń napięcia powodowanych pracą poszczególnych mikroźródeł, przy czym należy uwzględnić właściwy współczynnik mocy generowanej przez poszczególne mikroźródła.

Pst < 1,0, Plt < 0,65 (20)

(18d)

gdzie: Pst – krótkoterminowy wskaźnik migotania światła, Plt – długoterminowy wskaźnik migotania światła.

(18e)

(16)

3.4. Dopuszczalne migotanie światła Oceny poziomu wskaźników uciążliwości migotania światła (krótkotrwałego Pst i długotrwałego Plt) wprowadzanego do sieci przez mikroźródła dokonuje się na podstawie zapisów norm: • PN-EN 61000-2-2/2-4 (o ogólnych poziomach kompatybilności) • PN-EN 50438 (dla mikroźródeł) • PN-EN 61000-3-3 (dla urządzeń o prądzie znamionowym do 16 A) • PN-EN 61000-3-11 (dla urządzeń o prądzie znamionowym > 16 A i < 75 A). Zapisy norm określają następujące wymagania:

(18f) gdzie:

to kąt impedancji zwarciowej sieci widzianej z zacisków mikrogeneratora, indukcyjny

Spełnienie tych wymagań przez przyłączane mikroźródło powinno być potwierdzone przez producenta stosownym certyfikatem zgodności lub przez podanie maksymalnej dopuszczalnej wartość impedancji zwarciowej sieci Zkmax, do której można przyłączyć urządzenie bez obawy o wprowadzenie efektu migotania światła na poziomie przewyższającym wartości dopuszczalne. Impedancja zwarciowa w rozważanym punkcie przyłączenia mikroźródła powinna być mniejsza od wartości podanej przez producenta. Powstaje pytanie, jak można oszacować wskaźnik migotania światła PstTnN w węźle TnN na podstawie wyznaczonego wskaźnika

129

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 116–124

migotania PstPCC w węźle PCC. Otóż mają tu zastosowanie następujące zależności:

(21a)

(21b)

(21c) Impedancja linii ZL jest znacznie większa od impedancji systemu i transformatora. W rezultacie w sieci nN następuje szybkie tłumienie migotania światła. Jeśli w danym punkcie sieci rozważane jest przyłączenie mikroinstalacji lub małej instalacji zbudowanej z wielu różnych jednostek generacji, to wyznaczenie wypadkowego wskaźnika migotania światła jest możliwe na podstawie wskaźników migotania światła wnoszonych przez poszczególne jednostki generacji: (22)

gdzie: N – liczba mikroźródeł przyłączonych do danego węzła sieci niskiego napięcia. 3.5. Dopuszczalne harmoniczne Harmoniczne prądu mikroźródła wywołują wzrost harmonicznych w napięciu sieci. Dopuszczalne poziomy harmonicznych w prądzie podają normy: • PN-EN 61000-2-2 (o ogólnych poziomach kompatybilności) • PN-EN 50438 (dla mikroźródeł) • PN-EN 61000-3-2 (dla urządzeń o prądzie znamionowym do 16 A) • PN-EN 61000-3-12 (dla urządzeń o prądzie znamionowym >16 A i <75 A). Dopuszczalny poziom harmonicznych prądu mikroźródeł o prądzie znamionowym do 16 A, zakwalifikowanych do urządzeń klasy A (wg normy PN-EN 61000-3-2), zamieszczono w tab. 3. Przez analogię do zastosowania normy kompatybilnościowej PN-EN 61000-3-2 dla mikroźródeł o prądzie do 16 A, dla mikroźródeł o prądzie znamionowym od 16 do 75 A można wykorzystać zapisy normy dla odbiorników o tym zakresie prądów, tj. normy PN-EN 61000-3-12. W tab. 4 zamieszczono poziomy dopuszczalne emisji harmonicznych prądu dla symetrycznych odbiorników trójfazowych zgodnie z normą PN-EN 61000-3-12. Współczynnik zawartości harmonicznych w prądzie THD (ang. total harmonic Maksymalna dopuszczalna wartość harmonicznej prądu [A]

Rząd Harmoniczne nieparzyste 3

2,30

1,14

0,77

0,40

0,33

0,21

15 ≤ n ≤ 39

0,15 ∙ 15/n

Harmoniczne parzyste 2

1,08

0,43

0,30

8 ≤ n ≤ 40

0,23 ∙ 8/n

Tab. 3. Dopuszczalne poziomy harmonicznych prądu dla urządzeń klasy A oraz mikroźródeł (PN-EN 50438)

Minimalna wartość Rsce

Dopuszczalne wartości harmonicznych prądu Ih/I1 [%]

Dopuszczalne współczynniki harmonicznego odkształcenia prądu [%]

I11

I13

THDi

PWHDi

10,7

7,2

3,1

120

250

> = 350

Tab. 4. Dopuszczane poziomy emisji harmonicznych prądu dla symetrycznych odbiorników 3-fazowych wg PN-EN 61000-3-12

130

distortion) oraz częściowo ważony współczynnik odkształcenia harmonicznego w prądzie PWHD (ang. partial weighted harmonic distortion) dane są wzorami:

(23a)

(23b) Wartości względne parzystych harmonicznych do 12 nie powinny przekraczać 16/n [%]. Parzyste harmoniczne o rzędach większych niż 12 są uwzględniane w THD i PWHD w taki sam sposób, jak harmoniczne o rzędach nieparzystych. Współczynnik zwarciowy jest definiowany następująco: (24) gdzie: SkV – moc zwarciowa w miejscu przyłączenia mikroźródła, Smax – maksymalnie osiągalna moc pozorna mikroźródła. Dla innych wartości współczynnika zwarciowego Rsce dopuszcza się liniową interpolację pomiędzy kolejnymi wartościami Rsce. Jeśli znany jest poziom harmonicznych w prądzie mikroźródła, to jego zgodność z normami można ocenić na podstawie warunków zwarciowych w punkcie przyłączenia i wartości granicznych podanych w tab. 4. Innym rozwiązaniem jest podanie przez producenta minimalnej wymaganej mocy zwarciowej (lub współczynnika zwarciowego Rsce) w punkcie przyłączenia. Spełnienie tych wymagań przez przyłączane mikroźródło powinno być potwierdzone przez producenta stosownym certyfikatem zgodności lub wynikami pomiarów wykonanych przez akredytowane laboratorium. 3.6. Dopuszczalna asymetria napięć Asymetria napięć rozpatrywana jest jako zjawisko długoterminowe, tj. w przedziałach czasu 10-min. i dłuższych. Podstawę oceny poziomu asymetrii napięć stanowi stosunek wartości składowej przeciwnej napięcia do składowej zgodnej. Norma PN-EN 61000-2-2 określająca poziom kompatybilności dla pracy urządzeń w sieciach publicznych pod względem asymetrii dopuszcza 2% składowej przeciwnej napięcia w odniesieniu do składowej zgodnej. W sieciach przemysłowych, o których traktuje zeszyt 2–4 normy, dopuszcza się podwyższony poziom asymetrii do 3%. Dodatkowo norma zawiera komentarz, że asymetrię wywołaną przez przyłączanie jednofazowych odbiorników można w praktyce oszacować przez stosunek mocy przyłączanego urządzenia jednofazowego do 3-fazowej mocy zwarciowej w miejscu przyłączania:

(25)

W praktyce niemieckiej [3] stosuje się dodatkowe wymagania praktyczne. Jeśli

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 116–124

w danym punkcie przyłącza się kilka mikroźródeł jednofazowych, to należy zadbać, by dopuszczalna różnica w poszczególnych fazach nie przekraczała 4,6 kVA. 4. Wpływ mikroźródeł na prądy zwarciowe Wpływ mikrogeneracji na wartość prądu zwarciowego w punkcie przyłączenia zależy od rodzaju mikroźródeł i ich mocy. Przyjmuje się następujące zasady oszacowania wartości prądu zwarciowego różnych rodzajów mikroźródeł: • I”K = 8InG – generatory synchroniczne • I”K = 6InG – generatory asynchroniczne przyłączone bezpośrednio do sieci • I”K = InG – źródła przyłączane przez przekształtnik.

5. Wnioski końcowe W artykule omówiono wpływ mikrogeneracji na jakość energii w sieci niskiego napięcia z uwzględnieniem obowiązujących norm, prawa energetycznego i projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii. Podano podstawowe kryteria przyłączania mikroźródeł do sieci niskiego napięcia w Polsce i innych krajach europejskich. Wyprowadzono podstawowe zależności niezbędne do wyznaczania odchyleń i wahań napięcia powodowanych przez przyłączone mikroźródła do sieci niskiego napięcia.

Bibliografia 1. Ustawa o odnawialnych źródłach energii, projekt z 9 października 2012 roku (Wersja 2.0.2), dostępny na stronie internetowej Ministerstwa Gospodarki. 2. GIZ Stadler Ingo, Study about international standards for the connection of small distributed generators to the power grid, Developed by Cologne University of Applied Science to Deutsche Gesellschaft fur Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, June 2011. 3. VDE 4105:2011-08 Power generation systems connected to the low-voltage distribution network. Technical minimum requirements for the connection to the parallel operation with low-voltage distribution networks.FNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE.

Marian Sobierajski

Wilhelm Rojewski

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

131

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | 132–136

Smart Grid – a Slogan or a Necessity? Author Zbigniew Szczerba

Keywords Smart Grid, hybrid vehicles, electric power system

Abstract The use of the terms “smart grid” and “intelligent power networks” should be limited to economically valid technological developments. This paper presents two electrical energy related “sets of elements”: an electric power system as an integrated set and a distributed set consisting of plug-in hybrid vehicles, such as passenger cars. As plug-in hybrid vehicles are becoming more and more popular, this paper introduces a concept of integrating such vehicles with the electric power system. A quantitative assessment of the benefits for the car owners and the electrical power system has been presented.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014411

1. Origins

2. Smart Grids in Poland

The notion of the Smart Grid was coined in the United States. Europeans tend to be fascinated by the material culture and the level of technology in that country. This widespread opinion should not apply to distribution grids. In 2010 I lived for over a month in a new district of modern detached houses in the suburbs of San Francisco. I was amazed by the low technical and aesthetic level of the distribution grid there. Examples of the grid’s solutions are shown in Fig. 1 and 2. Local residents fully agreed with my opinion that the reliability of the energy supply from the grid is low. The grid seems primitive compared to rural grids in Poland. In that rich country its state and federal authorities became interested in the technical technological backwardness, government agencies were activated as well as the Electric Power Research Institute (EPRI) – well known in Poland – and the Smart Grid concept was conceived. These new smart grids were supposed to revolutionise the market. They began to reinvent grid selfmaintainability1 (which has long been known as anti-failure automation, ATS or reclosers) and self-restoration2 (of broken wires and fallen poles too?). Behind it was an innovation of distribution grids adjustment for bi-directional transmission of energy from distributed sources (welcome to Poland to see the small hydropower plants up and running for many years, and recent windmills). In line with the evolutionary trend of power systems development in European countries, they began to use state of the art means of information transmission and processing in distribution grids also in the USA. Consistently with the US information and advertising style the notion of Smart Grid was coined.

On the wave of fashion or technological trend the concept of the Smart Grid, translated into “inteligentne sieci elektroenergetyczne” reached Poland. This concept has been exploited in two different ways: • By experienced power engineers to accelerate modernization of the power system, mainly distribution grids, applying constantly developed solutions in the domains of automation, computer science, data communications, metrology, customer service, etc. Experienced power engineers know that the power system is particularly receptive to the application of the latest solutions of control, protection, anti-failure, and restoration automation. They also know that the transition from dumb to smart grids has been a continuous process, without any qualitative leap, and is conditioned by consistent development of technical means of automation, information technology, measurements and telecommunications, and the continuous reduction of their prices. • Whereas engineers unfamiliar with the current solutions and actual implementation of modern technical means to control the power system, including distribution grids translate unprofessionally and uncritically insightful articles on Smart Grid, operating advertising slogans, suited to distribution networks in the United States, and propose the implementation of solutions, sometimes completed a long time ago in Poland. They promote general headlines in an advertising way that avoid technical justifications and figures. The Smart Grid concept, cleared of non-professional promotional and advertising ballast, should be used in Poland to introduce economically justifiable technological advancement.

1 2

M. Samotyj, Wizja sieci inteligentnej Smart Grid [The vision of the Smart Grid], „Problemy ocen środowiskowych” [Problems of environmental assessments] 2011, nr specjalny, s. 4–9. Ibidem.

132

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | 132–136

Fig. 1. High voltage distribution grid in the residential district of Danville, near San Francisco

Fig. 2. Low voltage distribution network in the residential district of Danville, near San Francisco

Further in this paper a proposal is presented of a new task for distribution grids, far beyond the tasks so far promoted in relations distribution grid – consumers. The new task is meant to actively bind customers (in an extended scope) through the distribution grid with the entire power system.

With the number of passenger cars in Poland at ca. 16 x 106 and the average engine power ca. 50 kW, the equivalent to the installed capacity is:

3. The idea of a new task for smart power grids

Comparison of power in the near future surprises (Tab. 1). It turns out that the average Pole will have at their disposal more than 20 times more power in the car than in the grid.

In the economic structure of modern society there are two major sets of elements associated with the concept of energy: • a set of interrelated elements used for electricity generation, transmission, and distribution, together with management and control systems, known (according to system definition) as the power system • a set of cars used for private, business, and public transport. This set in developed countries, including Poland, is subject to quantitative saturation; however, the unit power of these cars’ engines is growing steadily.

Piso = 50 x 16 x 106 = 800 GW.

Is it worth considering different sets at present? The power system is a real system with properties known to power engineers. For this system a major problem was and still is the considerable variability in demand, especially the big difference between the peak and the low. Now, there is also the uncontrolled variability of generation in renewable sources, especially

Set

Why does this paper deal with these two completely different sets? The common denominator of the power system and the set of cars is power. In Poland, the capacity installed in the power system amounts to ca. Piso = 36 GW.

Installed power capacity

Power system

36 GW

Cars

800 GW

Hybrid vehicles

160 GW

Smart plug-in

29–72 GW

Tab. 1. Comparison of power capacities installed in the power system and passenger cars in Poland 133

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | 132–136

plug-in cars will become a smart energy system with enhanced systems of control, communication with car users, billing and financial settlement etc. Further in this paper it is revealed that the benefits will be mutual. The power system will acquire the electricity storage and fast power control capability (similar to that of a pumped-storage plant, but much faster), and the consumers will be granted significant discounts for the provision of a new ancillary service.

5. Modification of hybrid smart plug-in car

Fig. 3. Fuel power flow at refuelling

wind and solar power plants. This variability is compensated by construction of very expensive pumped storage power plants, and low-efficient, but easy to control gas power plants. Other ways of offsetting the discussed variability of demand and generation have no significant prospects in Poland. Cars with internal combustion engines are completely unsuitable for any kind of system connection. Cars with electric motors and batteries, at the current level of technology, do not promise a significant quantitative development in the coming years. The reasons are heavy batteries, short drive range, and long recharging time incomparable with combustion-driven cars. Even when lightweight high capacity batteries are developed, the problem of the charging time comparable to that shown in the photo remains unresolved. However, hybrid vehicles have appeared with the combined drive of internal combustion engine and one or more electric motors, capable of energy recovery and storage, e.g. when braking or downhill driving. The latest achievement, already available in Poland, is the hybrid plug-in car, with a battery that can be recharged from a low voltage network with standard mains voltage (e.g. 230 V). In some countries, the percentage of such cars is already significant and rapidly growing. The reason is the unavoidable and consistent increase in hydrocarbon prices, and ecology-related significant tax benefits available in many countries. In Poland, cars of this type are widely available, the number of buyers is increasing, and in the near future they will constitute a significant part of the fleet.

4. Combination of the two large sets The following is a proposal for a merger of these two great sets with extensive use of hybrid cars with a modified way of plug-in connection with the power system. Hybrid plug-in cars treat the power grid just like a gas station, electricity flows only in the direction from the grid to the car battery. The proposed modified hybrid plug-in cars are supposed to treat the smart power system as a set, which they become an integral part of. The power system with connected hybrid smart 134

In a hybrid car, in addition to a classical internal combustion engine, a high speed electric motor is installed. The shafts of both motors are mechanically coupled to each other and together constitute the car’s propulsion system. The electric motor is connected to a battery pack through a power electronic converter, which allows supporting the car’s propulsion or recovering energy to the battery. The main purpose of this solution is to reduce fuel consumption by recovering braking energy, and to optimize the coverage of variable demand for driving power jointly by both motors. In these vehicles, by adding the capability to recharge the battery from low voltage network, the plug-in hybrid version was obtained, which enables further reduction in fuel consumption by obtaining an additional source of cheaper energy – the power system. The coupling with low voltage network is similar to the operation of a standard car battery charger rectifier. The proposed hybrid smart plug-in modification consists in the replacement of the rectifier with an inverter, and the addition of a controller enabling automatic remote control of bi-directional energy flow: from grid to battery and from battery to grid.

6. Effects Given the above-discussed relation of both sets’ power capacities, even with a small percentage of hybrid smart plug-in cars the proposed solution leads to: • combination of the two energy-related sets • addition to the power system of another energy storage, i.e. hybrid cars • benefits for the car owners arising from differences in electricity prices in different periods: purchase of cheap and sale of more expensive energy, just like in a pumped-storage plant.

S P M

Wheels

230V

Fig. 1. Hybrid plug-in vehicle propulsion, S – combustion engine, M – electric motor, B – battery, P – gears

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | 132–136

Wheels

S P M

P EE

230V

S+C

Communica on with Smart Grid

Fig. 2. Hybrid smart plug-in vehicle propulsion, S – combustion engine, M – electric motor, B – battery, P – gears, EE - converter, S + C – Smart Grid coupling controller

7. Quantitative rationale Hybrid vehicles are offered by many car makers. Depending on the vehicle design and specification, the battery capacity is in the range from several to tens of kWh. In many countries dynamic technological advancement, price reductions and increasingly wide use are experienced. Below is assumed example average data obtained from a vendor offering hybrid cars in Poland. Assumptions • car battery capacity: Es = 4,4 kWh (as an example3) • car electric power Es = 45 kWh (as an example4) • number of hybrid cars: n = 0.2 ∙ 20 ∙ 106 = 4 ∙ 106 (based on trends in developed countries, with increase in the number of cars in Poland 20 ∙ 106 and 20% share of plug-in vehicles) • share of hybrid vehicles in Smart Grid5: u = 0.2~0.5 maximum available power capacity: PdM = (0.2~0.5) ∙ 45 ∙ 4 ∙ 106 = (36~90) GW • Pd power utilization time: ca. Tw = ~ 0,1h (at the assumed battery capacity) • stored energy: Ed = (36~90)GW ∙ 0.1h = (3.6~9.0) GWh. So large available capacity is not needed in the Polish ower system with peak demand ca. 30 GW. The available power capacity sufficient for the Polish Power Grid will be ca Pg = 1.8 GW, which leads to utilisation times of ca Tw = (3.6~9.0) GWh: 1.8 GW = (2~5) h. The above estimates show that the coupling of hybrid smart plug-in cars with Smart Grid exceeds the capacity of all pumpedstorage power plants in Poland.

8. Example control pilot of remote hybrid smart plug-in car owner Values to be preset by car owner. 1. Battery has to be 100 % recharged at 7:00 a.m. 2. Capacity available to the Power Dispatch >30%

3 4 5

3. To charge, if the price: < 0.30 PLN/kWh 4. To sell, if the price: < 0.40 PLN/kWh.

9. Car ownership cost estimate Assumption • daily in-town mileage 20 km/day • charging not only in load lows. The adopted electricity cost includes also a bonus for the stored energy availability K = 4.4 kWh ∙ 0.25 PLN/kWh = 1.10 PLN. It may happen that the bonus for this service will amount to 100%, because at a standstill with the connection to the Smart Grid the difference between the cost of energy sold and purchased by the car will be higher than the cost of electricity consumed. It is noteworthy that if the car were combustion-driven, it would consume two litres of gasoline, which costs 10 times more.

10. Problems to be worked-out 1. Analysis is required that takes into account forecasts, e.g. of technological advancement, implementation costs, battery life, and tariffs, and compares the proposed solution with the design of pumped-storage power plant or other similar energy storages. 2. Smart electricity meters, connected with the Smart Grid operator, deployed in the cars and/or at the points of common coupling. 3. Raising public awareness of the project’s expediency and cost-effectiveness. 4. Development of a car owner friendly way of using the new hybrid smart plug-in solution. 5. Tax regulations that promote hybrid smart plug-in cars.

11. Conclusions No large investment is needed for the implementation of the proposed solution, because: • no capital expenditures are needed for the battery banks, because they are used in hybrid cars

The hybrid vehicles market share exceeded 10% in California. Toyota Prius hybrid plug in. Cars connected to grid.

135

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | 132–136

• t he replacement of the rectifier with the inverter is technically very simple, and the related cost increase would be small • the price of the smart microprocessor system for control of the inverter in accordance with the car owner preferences • will be comparable to that of a standard mobile phone • the connection to low voltage network in a garage and parking place (with adequate protection) is simple to implement and does not require significant capital expenditures • the smart billing system, regardless of the locations of its elements deployment, with the modern IT and multilateral information transfer will be a component of the smart power system • the proposed solution, subject to a slight modification, can be used for plug-in electric cars.

This paper, intended as a call for debate, aims to draw attention to the future possibilities of a modern hybrid smart plug-in solution coupled with the Smart Grid, leading to savings of energy and hydrocarbon fuels, and to environmental protection. REFERENCES

1. Smart Grid od wizji inteligentnego systemu do jej urzeczywistnienia [Smart Grid from vision to its realisation], EPRI, special issue, 2011. 2. Product catalogues: Toyota, Chevrolet, BMW. 3. Webpage: www.poznajhybrydy.pl.

Zbigniew Szczerba Gdańsk University of Technology e-mail: szczerba@ely.pg.gda.pl Graduated from Gdańsk University of Technology. At the Power Engineering Department, he managed a team he had created, which designed numerous types of excitation systems and voltage regulators for generators ranging from a few hundred kW for the shipbuilding industry to 500 MW. In the peak period, generators controlled by these regulators constituted 75% of the power provided by the Polish Power Grid power system. He twice served as Dean of the Faculty of Electrical Engineering of Gdańsk University of Technology, and also held the position of Vice-Rector for Science (1990–1996). In 1987–1990 a visiting professor at the University of Technology in Oran, Algeria. Having returned to Poland, he organised the Power Systems Department in the present Faculty of Electrical and Control Engineering. He is an author and co-author of over 50 patents and over 200 scientific works most of which have been implemented in practice.

136

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 132–136

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 132–136. When referring to the article please refer to the original text. PL

Smart Grid – reklama czy konieczność? Autor

Zbigniew Szczerba

Słowa kluczowe

Smart Grid, samochody hybrydowe, system elektroenergetyczny

Streszczenie

Idea Smart Grid, inteligentnych sieci elektroenergetycznych, po odrzuceniu nieprofesjonalnego balastu propagandowo-reklamowego, powinna być w kraju wykorzystana do wprowadzania postępu technicznego uzasadnionego ekonomicznie. Opisano dwa zbiory elementów związane z energią: zintegrowany zbiór – system elektroenergetyczny i rozproszony zbiór – samochody osobowe. Wśród samochodów osobowych coraz liczniejsze są pojazdy z napędem hybrydowym lub elektrycznym (ang. hybrid plug-in). W artykule zaproponowano wersję samochodów hybrydowych smart hybrid plug-in, umożliwiającą skojarzenie tego typu pojazdów z systemem elektroenergetycznym. Przedstawiono szacunek liczbowy korzyści dla posiadaczy samochodów i dla systemu elektroenergetycznego.

1. Geneza Pojęcie Smart Grid ukute zostało w Stanach Zjednoczonych. Europejczycy zwykle są zafascynowani kulturą materialną i poziomem techniki w tym kraju. Ta powszechna opinia nie powinna dotyczyć sieci rozdzielczych. W 2010 roku mieszkałem ponad miesiąc w nowej dzielnicy nowoczesnych domów jednorodzinnych na przedmieściu San Francisco. Zdumiał mnie niski poziom techniczny i estetyczny sieci rozdzielczej. Przykłady rozwiązań tej sieci widoczne są na fot. 1 i 2. Mieszkańcy w pełni zgodzili się z moją opinią, że niezawodność dostaw energii z tej sieci jest niska. Sieć robi wrażenie prymitywnej w porównaniu z sieciami wiejskimi w Polsce. W bogatym kraju władze stanowe i federalne zainteresowały się opóźnieniem technicznym, uruchomiono agendy rządowe oraz znany w Polsce Electric Power Research

Institute (EPRI) i powstało pojęcie Smart Grid. Te nowe inteligentne sieci elektroenergetyczne miały zrewolucjonizować rynek. Zaczęto odkrywać na nowo samonaprawialność sieci1 (znana od dawna jako automatyka przeciwawaryjna, SZR czy reklozery), samoodbudowywanie się2 (czy również przerwanych przewodów i przewróconych słupów?). Za nowość uznano dostosowanie sieci rozdzielczych do dwukierunkowego przesyłu energii z rozproszonych źródeł (do obejrzenia działające od wielu lat małe elektrownie wodne i ostatnio wiatraki w Polsce). Zgodnie z ewolucyjną tendencją rozwoju systemów elektroenergetycznych w krajach europejskich, również w USA zaczęto stosować najnowsze środki przesyłu i przetwarzania informacji w sieciach rozdzielczych. Zgodnie ze stylem informacyjno-reklamowym USA powstało pojęcie Smart Grid.

Fot. 1. Sieć rozdzielcza wysokiego napięcia w dzielnicy willowej Danville, nieopodal San Francisco

Fot. 2. Sieć rozdzielcza niskiego napięcia w dzielnicy willowej Danville, nieopodal San Francisco

2. Smart Grid – inteligentne sieci elektroenergetyczne w Polsce Moda czy tendencja techniczna na pojęcie Smart Grid, przetłumaczone na „inteligentne sieci elektroenergetyczne”, dotarła do Polski. Pojęcie to zostało wykorzystane na dwa różne sposoby: • Przez doświadczonych elektroenergetyków do przyspieszenia unowocześniania systemu elektroenergetycznego, głównie sieci rozdzielczych, z zastosowaniem stale rozwijanych rozwiązań automatyki, informatyki, teleinformatyki, metrologii, obsługi odbiorców itp. Doświadczeni elektroenergetycy wiedzą, że system elektroenergetyczny jest szczególnie chłonny na zastosowanie najnowszych rozwiązań automatyki regulacyjnej, zabezpieczeniowej, przeciwawaryjnej i restytucyjnej. Wiedzą też, że przejście od sieci nieinteligentnych do inteligentnych odbywa się stale, bez żadnego skoku jakościowego, i jest uwarunkowane ciągłym rozwojem środków technicznych automatyki, informatyki, pomiarów i telekomunikacji oraz ciągłą obniżką cen tych środków • Przez inżynierów nieznających obecnych rozwiązań i aktualnego wdrażania współczesnych środków technicznych do sterowania w systemie elektroenergetycznym, w tym w sieciach rozdzielczych. Tłumaczą oni nieprofesjonalnie i bezkrytycznie odkrywcze artykuły na temat Smart Grid, operując reklamowymi hasłami, dostosowanymi do sieci rozdzielczych w USA, proponują realizację rozwiązań niekiedy dawno w Polsce zrealizowanych. Propagują ogólne hasła w sposób reklamowy, unikając uzasadnień technicznych i liczbowych. Pojęcie Smart Grid, po odrzuceniu nieprofesjonalnego balastu propagandowo-reklamowego, powinno być w kraju wykorzystane do wprowadzania postępu technicznego uzasadnionego ekonomicznie. W dalszej części artykułu przedstawiono propozycję nowego zadania sieci rozdzielczych, wykraczającego poza lansowane dotychczas zadania w relacjach sieć rozdzielcza – odbiorcy. Nowe zadanie ma

1 M. Samotyj, Wizja sieci inteligentnej Smart Grid, „Problemy ocen środowiskowych” 2011, nr specjalny, s. 4–9. 2 Ibidem.

137

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 132–136

Zbiór

Moc zainstalowana

System EE

36 MW

Samochody

800 MW

Pojazdy hybrydowe

160 MW

Smart plug-in

29–72 MW

Tab. 1. Porównanie mocy zainstalowanych systemu elektroenergetycznego i samochodów osobowych w Polsce Rx – odbiorniki

aktywnie powiązać odbiorców (w rozszerzonym zakresie) przez sieć rozdzielczą z całym systemem elektroenergetycznym. 3. Idea nowego zadania inteligentnej sieci elektroenergetycznej W strukturze gospodarczej nowoczesnego społeczeństwa istnieją dwa wielkie zbiory elementów związanych z pojęciem energii: • zbiór wzajemnie powiązanych elementów służących do wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej, wraz z układami zarządzania i sterowania, znany (zgodnie z definicją systemu) jako system elektroenergetyczny • zbiór samochodów osobowych służących do transportu prywatnego, służbowego i publicznego. Zbiór ten w krajach rozwiniętych, w tym w Polsce, ulega ilościowemu nasyceniu, jednak moc jednostkowa silników tych samochodów systematycznie rośnie. Dlaczego w artykule rozpatruje się wymienione dwa zupełnie różne zbiory? Wspólnym mianownikiem systemu elektroenergetycznego i zbioru samochodów osobowych jest moc. W Polsce moc zainstalowana w systemie elektroenergetycznym wynosi ca: Pise = 36 GW. Przy liczbie samochodów osobowych w Polsce ca 16 ∙ 106 i przeciętnej mocy

silnika ca 50 kW, odpowiednik mocy zainstalowanej wynosi: Piso = 50 ∙ 16 ∙ 106 = 800 GW. Porównanie mocy w niedalekiej przyszłości zaskakuje (tab. 1). Okazuje się, że przeciętny Polak będzie dysponował ponad 20-krotnie większą mocą w samochodzie niż w sieci elektroenergetycznej. Czy warto rozpatrywać tak dalece różniące się zbiory? System elektroenergetyczny jest prawdziwym systemem o właściwościach znanych elektroenergetykom. Istotnym problemem dla tego systemu była i jest znaczna zmienność zapotrzebowania, szczególnie duża różnica między szczytem a doliną. Obecnie pojawiła się również niekontrolowana zmienność generacji w źródłach odnawialnych, szczególnie wiatrowych i solarnych. Tę zmienność kompensuje się przez budowę bardzo kosztownych elektrowni szczytowo-pompowych i niskosprawnych, lecz łatwych do sterowania, elektrowni gazowych. Inne sposoby pokrywania w Polsce omawianych zmienności zapotrzebowania i generacji nie mają znaczących perspektyw. Samochody osobowe z silnikami spalinowymi nie nadają się zupełnie do jakiegokolwiek połączenia systemowego. Samochody z silnikami elektrycznymi z baterią akumulatorów, przy obecnym poziomie techniki, nie rokują znaczącego ilościowego rozwoju

S P

~ M

Koła

230 V

Rys. 1. Schemat układu napędowego samochodu hybrid plug-in, gdzie: S – silnik spalinowy, M – silnik elektryczny, B – bateria, P – przekładnie

Koła

~ M

S+C EE

Komunikacja z siecią Smart Grid

230 V

Rys. 2. Schemat układu napędowego samochodu hybrid smart plug-in, gdzie: S – silnik spalinowy, M – silnik elektryczny, B – bateria, P – przekładnie, EE – przekształtnik, S+C – sterownik sprzęgający z siecią Smart Grid

138

Fot. 3. Moc strumienia paliwa przy tankowaniu

w perspektywie najbliższych lat. Powodem są: ciężar baterii, krótki zasięg, długi – nieporównywalny z samochodami spalinowymi – czas ładowania. Nawet po opracowaniu lekkich baterii o dużej pojemności pozostanie nierozwiązany problem ładowania w czasie porównywalnym do pokazanego na zdjęciu. Pojawiły się jednak pojazdy hybrydowe o napędzie zespolonym, spalinowo-elektrycznym, z możliwością odzysku i magazynowania energii, m.in. przy hamowaniu czy jeździe z góry. Ostatnim osiągnięciem są dostępne już w Polsce samochody hybrid plug-in, umożliwiające doładowanie baterii z sieci niskiego napięcia o standardowym napięciu (np. 230 V). W niektórych krajach udział procentowy takich samochodów jest już znaczący i szybko rośnie. Powodem jest nieunikniony, systematyczny wzrost cen paliw węglowodorowych i stosowane w wielu krajach znaczne ulgi podatkowe związane z ekologią. W Polsce tego typu samochody są powszechnie dostępne, liczba nabywców rośnie, a w niedalekiej przyszłości będą one stanowiły znaczną część floty. 4. Połączenie dwóch wielkich zbiorów Poniżej podano propozycję połączenia wymienionych dwóch wielkich zbiorów z szerokim wykorzystaniem samochodów hybrydowych ze zmodyfikowanym sposobem łączenia plug-in z systemem elektroenergetycznym. Samochody hybrid plug-in traktują sieć elektroenergetyczną tak jak stację paliw, przepływ energii elektrycznej odbywa się tylko w kierunku sieć – bateria akumulatorów samochodu. Proponowane zmodyfikowane samochody hybrid plug-in mają traktować inteligentny system elektroenergetyczny jako zbiór, którego stają się integralną częścią. System elektroenergetyczny z przyłączonymi samochodami hybrid smart plug-in stanie się inteligentnym systemem energetycznym z rozbudowanymi układami sterowania, komunikacji z użytkownikami samochodów, rozliczeń finansowych itp. W dalszej części artykułu okaże się, że korzyści będą obopólne. System elektroenergetyczny otrzyma możliwość magazynowania energii elektrycznej i szybkiego sterowania mocą (podobnego jak w elektrowniach pompowych, lecz znacznie szybszego), a odbiorcy uzyskają znaczne upusty za realizację nowej usługi systemowej.

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 132–136

5. Modyfikacja samochodu hybrydowego hybrid smart plug-in W samochodzie hybrydowym, oprócz klasycznego silnika spalinowego, zainstalowano szybkoobrotowy silnik elektryczny. Wały obu silników są wzajemnie sprzężone mechanicznie i wspólnie stanowią układ napędowy samochodu. Silnik elektryczny jest połączony z baterią akumulatorów za pośrednictwem przekształtnika energoelektronicznego, umożliwiającego wspomaganie napędu samochodu lub zwrot energii do baterii. Głównym celem takiego rozwiązania jest zmniejszenie zużycia paliwa przez odzyskiwanie energii hamowania i optymalizację pokrycia zmiennego zapotrzebowania na moc napędową, wspólnie przez oba silniki. W tych samochodach, przez dodanie możliwości ładowania baterii z sieci niskiego napięcia, uzyskano wersję hybrid plug-in umożliwiającą dalsze zmniejszenie zużycia paliwa, przez uzyskanie dodatkowego źródła tańszej energii – systemu elektroenergetycznego. Powiązanie z siecią niskiego napięcia jest zbliżone do działania zwykłego prostownika do ładowanie akumulatorów. Proponowana modyfikacja hybrid smart plug-in polega na zastąpieniu prostownika przez przekształtnik oraz dodaniu sterownika, umożliwiającego automatyczne, zdalne sterowanie przepływem energii w dwie strony: z sieci do baterii i z baterii do sieci. 6. Efekty Przy omówionych wyżej stosunkach mocy obu zbiorów, nawet przy niewielkim udziale samochodów hybrid smart plug-in, proponowane rozwiązanie prowadzi do: • połączenia wymienionych wyżej dwóch zbiorów związanych z energią • uzyskania przez system elektroenergetyczny dodatkowego zasobnika energii, jakim są samochody hybrydowe • uzyskania przez właścicieli samochodów korzyści, wynikających z różnic cen energii elektrycznej w różnych okresach: zakup taniej energii i sprzedaż droższej, podobnie jak w elektrowniach pompowych. 7. Uzasadnienie ilościowe Samochody hybrydowe oferuje wiele firm. W zależności od koncepcji i przeznaczenia pojazdu pojemność baterii mieści się w przedziale od kilku do kilkudziesięciu kWh. Obserwuje się dynamiczny postęp techniczny, obniżkę cen i popularyzację w wielu krajach. Poniżej przyjęto przykładowe przeciętne dane, uzyskane od dostawcy oferującego samochody hybrydowe w kraju. Założenia • p oj emnoś ć b ater ii s amo cho du: Es = 4,4 kWh (przykładowo3)

• moc elektryczna samochodu: Ps = 45 kW (przykładowo4) • liczba samochodów hybrydowych: n = 0,2 ∙ 20 ∙ 106 = 4 ∙ 106 (na podstawie tendencji w krajach rozwiniętych, przy wzroście liczby samochodów w Polsce do 20 ∙ 106 i udziale samochodów plug-in 20%) • udział samochodów hybrydowych w Smart Grid5: u = 0,2~0,5 • maksymalna moc dyspozycyjna: PdM = (0,2~0,5) ∙ 45 ∙ 4 ∙ 106 = (36~90) GW • czas wykorzystania mocy Pd wynosi ca: Tw = ~ 0,1h (przy założonej pojemności baterii) • zmagazynowana energia: Ed = (36~90) GW ∙ 0,1h = (3,6~9,0) GWh. Tak wielka moc dyspozycyjna nie jest potrzebna w krajowym systemie elektroenergetycznym o szczycie zapotrzebowania ca 30 GW. W skali Krajowego Systemu Elektroenergetycznego wystarczająca będzie moc dyspozycyjna ca Pg = 1,8 GW, co prowadzi do czasów wykorzystania ca Tw = (3,6~9,0) GWh: 1,8 GW = (2~5) h. Z powyższych szacunków wynika, że wykorzystanie skojarzenia samochodów hybrid smart plug-in i sieci Smart Grid przewyższa możliwości wszystkich elektrowni pompowych w kraju. 8. Przykład ustawień pilota sterującego samochodu hybrid smart plug-in Wartości liczbowe nastawialne przez właściciela samochodu. 1. Bateria ma być pełna w 100% o godz. 7.00 2. KDM może dysponować pojemnością >30% 3. Ładować, jeżeli cena: < 0,30 zł/kWh 4. Sprzedaż, jeżeli cena: > 0,40 zł/kWh. 9. Szacunek kosztów właściciela samochodu Założenie • przebieg w mieście 20 km/dzień • ładowanie nie tylko w dolinach. Przyjęty koszt energii uwzględnia również bonifikatę za dyspozycyjność zmagazynowanej energii: K = 4,4 kWh ∙ 0,25 zł/kWh = 1,10 zł. Może się zdarzyć, że bonifikata za tę usługę wyniesie 100%, gdyż w czasie postoju z połączeniem ze Smart Grid różnica kosztu energii sprzedawanej i kupowanej przez samochód będzie większa od kosztu zużytej energii elektrycznej. Warto zauważyć, że przy napędzie z silnikiem spalinowym samochód zużyłby 2 l benzyny, co generuje koszt 10 razy większy. 10. Problemy do opracowania 1. Niezbędne są analizy uwzględniające prognozy m.in. rozwoju techniki,

koszty realizacji, trwałość baterii, taryfy, porównujące proponowane rozwiązanie z budową elektrowni pompowych lub innych podobnych zasobników energii. 2. Inteligentne liczniki elektryczne, skomunikowane z operatorem Smart Grid, umieszczane w samochodach lub w punktach przyłączenia. 3. Uświadamianie społeczeństwu celowości i opłacalności przedsięwzięcia. 4. Opracowanie przyjaznego dla właściciela samochodu sposobu korzystania z rozwiązania new hybrid smart plug-in. 5. Przepisy podatkowe, promujące samochody hybrid smart plug-in. 11. Wnioski Dla realizowania proponowanego rozwiązania nie są potrzebne duże nakłady, gdyż: • nie są potrzebne nakłady inwestycyjne na baterie akumulatorów, ponieważ wykorzystywane są one w samochodach hybrydowych • zastąpienie prostownika przekształtnikiem jest technicznie bardzo prostym przedsięwzięciem, a wzrost kosztów byłby niewielki • mikroprocesorowy inteligentny układ sterujący przekształtnik, zgodnie z życzeniem właściciela samochodu, będzie miał cenę porównywalną ze standardowym telefonem komórkowym • przyłączenie do sieci niskiego napięcia w garażach i miejscach parkingowych (z odpowiednim zabezpieczeniem) jest proste w realizacji i nie wymaga znaczących nakładów • inteligentny system rozliczeń, niezależnie od miejsca zainstalowania elementów, przy współczesnym poziomie informatyki i wielostronnym przesyle informacji, będzie jednym z elementów inteligentnego systemu elektroenergetycznego • proponowane rozwiązanie, po niewielkiej modyfikacji, może być stosowane do samochodów elektrycznych plug-in. Artykuł, o charakterze dyskusyjnym, ma na celu zwrócenie uwagi na przyszłościowe możliwości nowoczesnego rozwiązania hybrid smart plug-in, sprzężonego ze Smart Grid, prowadzącego do oszczędności energii, paliw węglowodorowych i ochrony środowiska naturalnego. Bibliografia 1. Smart Grid od wizji inteligentnego systemu do jej urzeczywistnienia, EPRI, numer specjalny, 2011. 2. Katalogi firm: Toyota, Chevrolet, BMW. 3. Strona internetowa: www.poznajhybrydy.pl.

Zbigniew Szczerba

prof. dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: szczerba@ely.pg.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej. W Instytucie Energetyki kierował m.in. utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW dla okrętownictwa do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowiły 75% mocy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Dwukrotnie pełnił funkcję dziekana Wydziału Elektrycznego PG, a także piastował stanowisko prorektora ds. nauki (1990–1996). Pracował jako visiting-professor na Uniwersytecie Technicznym w Oranie w Algierii (1987–1990). Po powrocie do kraju zorganizował Katedrę Systemów Elektroenergetycznych na obecnym Wydziale Elektrotechniki i Automatyki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce. 3 W Kalifornii udział samochodów hybrydowych w rynku przekroczył 10%. 4 Toyota Prius hybrid plug in. 5 Samochody przyłączone do sieci.

139

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

Optimization Criteria for Reactive Power Compensation in Distribution Networks

Authors Waldemar Szpyra Wojciech Bąchorek Aleksander Kot Andrzej Makuch

Keywords reactive power compensation, optimization criteria, power distribution networks

Abstract This paper describes the effects of reactive power flow through the power transmission and distribution networks. It also presents the dependencies allowing calculating the costs and effects of reactive power compensation. Additionally, selected methods for assessing economic efficiency were discussed. The paper presents calculation results for different variants of reactive power compensation in a real, medium voltage feeder. The results indicate that maximum profit from the reduction of losses due to reactive power compensation does not necessarily mean the most efficient solution from the economic point of view.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014412

1. Introduction 1.1. Reactive power impact on network operation and effects of its compensation AC devices, such as transformers and electrical machines, require reactive power to operate. However, its generation and distribution is unfavourable for power system operation. The most frequently mentioned adverse effects of reactive power transmission include: increased power and energy losses in network elements, increased voltage drops, reduced active power transmission capacity, incomplete utilization of the power of generator driving turbines, and worsened switchgear operating conditions. Local deficit of reactive power can also be a cause of major system failures. In order to meet the demand for reactive power and to allow its transmission it is necessary to use larger crosssections of wires, transformers with higher power ratings, and additional sources of energy to cover losses caused by its transmission. As a result, costs of electricity generation, transmission and distribution are rising [1]. Active power losses in a threephase symmetrically loaded network element are calculated from the following formula: (1) where: P and Q – respectively, active and reactive power flows through network element, R – network element resistance, U – voltage. 140

In turn, the voltage drop on a network element is calculated from the following formula: (2) where: X – element reactance. Also in this case components due to active power ΔUa and reactive power ΔUr can be distinguished. Fig. 1 shows the ratio of active power losses to active power losses caused by active power, depending on the power factor. It follows from the above figure that if transmitted reactive power is the same as transmitted active power (which corresponds to power factor PF = 0.7), the active power losses will be twice as high as in the absence of reactive power transmission. Fig. 2 shows the voltage drop dependence on power factor at different ratios of the network element resistance to reactance. The figure indicates that the larger network element reactance to resistance ratio, the larger voltage drop increase. In an overhead medium voltage network the X/R ratio is close to one, and therefore reactive power transmission can deteriorate voltage conditions in the network. However, in the medium voltage cable networks, due to the larger conductor cross-sections and small cable reactance, the X/R ratio can be several times smaller, and the reactive power impact on voltage drop in these networks can

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

be neglected. Capital expenditure increase depending on the power factor is shown in Fig. 3. Fig. 3 shows that at power factor PF = 0.7 capex will be higher than in the absence of reactive power transmission by about 28%.

1.2. Reactive power compensation effects A method to reduce power and energy losses, and voltage drops alike, is reactive power compensation. This involves the installation of an additional reactive power source downstream of the network elements, in which power losses and voltage drops are to be reduced. Reactive power flow in the network elements, downstream of which an additional reactive power source is installed, will be reduced by the connected source power. Power losses in the network element after the installation downstream of it of reactive power sources will be equal to [2]: Fig. 1. Reactive power transmission impact on active power losses

(3) where: QC – connected source power. The power loss reduction due to compensation is equal to the difference between the losses before and after the compensation:

(4) The energy loss reduction is equal to the integral of the instantaneous power loss reductions, and is given by formula:

(5) Fig. 2. Reactive power transmission impact on voltage drop

where: Q(t) – instantaneous reactive power flow in network element, Tw – time at which reactive power source is switched on. If it is taken into account that the integral:

is the reactive energy, which has flown in time Tw through network element, and assumed that voltage is stable in time, then the energy loss reduction formula takes the form:

(6)

Fig. 3. Reactive power transmission impact on capital expenditure increase: where KI1 – capex at PF = 1, KI – capex at PF < 1

The active power loss reduction in the network reaches its maximum when the additional source power equals the reactive power flow in the element, i.e. when the condition is met: QC = Q. Whereas in order to determine the capacitor power, at which the energy loss reduction reaches its maximum, expression (8) has to be differentiated at QC and the differential equated to zero. Obtained after these operations will be:

141

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

(7)

The above calculation of power and energy loss reduction is suitable for open networks with one-directional energy flow. In a medium voltage distribution network that supplies many transformer substations the use of the above formulas to select powers and locations for additional reactive power sources requires knowledge of the network element loads variability over time, and the use of tools to calculate power and energy flow. Moreover, these networks lack sufficient measurement information about the network load. Therefore, it is necessary to adopt various simplifying assumptions, such as those set out in [2, 3].

1.3. Optimality criteria for deployment of reactive power sources in distribution networks Installation of additional reactive power sources requires capital expenditures, which include the costs of analyses performed to determine the locations and powers, and the cost of purchase and installation of these sources. Currently, the most commonly used reactive power sources are capacitor banks. Capital expenditures for the installation of a capacitor bank can be calculated from the following formula: (8) where: KA – cost of analyses, KRS – costs of devices for remote control and regulation, cRk – price of controllable bank with rated power k, cSk – price of uncontrollable bank with rated power k, nRk – number of controllable banks with rated power k, nSk – number of uncontrollable banks with rated power k, NBR – set of power ratings of banks with adjustable power , NBS – a set of power ratings of banks with constant power.

Often used in the calculations is annual costs account. Annual costs of capacitor bank operation include: capital costs, fixed working costs) and variable working costs. The annual capital costs depend on the expected capacitor life and the discount rate, and the fixed annual working costs are calculated as a percentage of the investment value. The annual variable costs are the costs of power energy losses in the capacitor. Finally, the annual costs of compensation can be calculated from the following formula:

(10) provided that:

(11) where: rrr – extended reproduction rate, Na – expected operation life, p – discount rate (expressed as a decimal fraction), res – rate of allowance for fixed working costs, δPQ – unit active power loss in capacitor bank, QC – bank power, kP – unit cost of power loss, kE – unit cost of energy loss, Tw – bank operation time in a year. The effects of using additional reactive power sources include savings from the reduction of power and energy losses in network elements, and additional benefits such as savings from avoiding or delay of capex projects necessary to ensure appropriate

Rated power

Capacitor price

Contactor price

[kVAr]

[PLN/unit]

1.5

119

In actual situations, only some capex items may apply. Examples can be found in the literature where capex for the installation of capacitors is calculated from the following formula:

2.0

123

2.5

124

3.0

125

(9)

4.2

133

6.3

135

7.5

150

175

12.5

190

220

240

18.3

240

275

320

340

380

where: kj – unit cost of capacitor power, QC – capacitor power. Such an assumption is inappropriate because there is a constant component of considerable value in the capacitor cost independent of power. This refers to low and medium voltage capacitors alike. Prices of low-voltage capacitors and prices of contactors suited for switching them on are listed in Tab. 1. Fig. 4 shows the dependence of the price of 1 kVAr of low-voltage capacitor power on the capacitor power rating. The figure shows two curves: for capacitors connected permanently and switched on and off by contactors. Added to the device price is its installation cost km = 50 PLN/unit for a capacitor without contactor, and km = 250 PLN/unit for a capacitor with contactor. 142

193

490

Tab. 1. Prices of low-voltage capacitors and prices of contactors for switching them on

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

where: Kr – annual cost of capacitors according to (10), Or – annual savings from the work of capacitors operation.

1.4. Evaluation of reactive power compensation efficiency

Fig. 4. Dependence of unit cost of capacitor power on rated power

electricity quality, or to cover increasing demand for power as a result of the transmission capacity release by the reduction of transmitted reactive power. Annual revenues of reactive power compensation are calculated from: (12) where: δPmax – active power loss reduction calculated for the maximum reactive power load, δEa – annual reduction of active energy loss, OD – additional savings from compensation. In practice, not all items of compensation costs and revenues are taken into account. The most often neglected cost items are the expenses for analyses, and variable working costs (due to the low unit power losses in capacitors, ca. 1W/kVAr). The most often neglected revenue items are the additional savings and profits from power loss reduction, although there are methods reported in the literature which take into account power loss reduction only [4, 5]. The most often adopted optimization criterion is the minimum annual cost, or the maximum profit from network loss reduction. In the first case, the objective function takes the following form: (13) where: ΔP – maximum power losses in network plus power losses in capacitors, ΔE – annual energy losses in network plus energy losses in capacitors.

It can be shown that the two objective functions mentioned in the previous section are the same. Neither of these, however, provides information about the economic efficiency of reactive power compensation. Of the many methods of comparison and evaluation of capex projects in terms of economic efficiency, in practice the most often used are the following [6]: • SPP Simple Playback Period • DPP Discounted Payback Period • EAC Equivalent Average Cost • NPV Net Present Value • NPVR Net Present Value Ratio. The simple payback period method consists in the calculation of the time after which the annual profits from the project equal its capex. This is the simplest and also the least accurate of the methods – its calculation is based on the costs and profits achievable in one year, and therefore it does not take into account any possible changes of these variables over time. More accurate is the discounted payback period method. The discounted payback period is calculated by solving the equation:

(15) where: Orn – savings from compensation in year n, Krn – cost of compensation in year n. The project is profitable if DPP < Na. Another method that uses the annual cost account is the equivalent average cost method. The equivalent average cost is the quotient of the sum of discounted annual costs by the sum of the discounted annual profits. Both annual costs and profits are discounted to the year preceding the start of the operation, using the same discount rate. Assuming that no capital has been frozen, and the analysis period is equal to or longer than the period of capacitors’ depreciation, the equivalent cost of energy unit saving can be calculated from the formula:

(16)

In the maximum profit case, the objective function takes the following form: (14)

where: Ean – active energy saved from loss reduction in network elements in year n.

143

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

A project is profitable if the equivalent unit cost of energy saving calculated is lower than the cost of energy purchased to cover the losses. The net present value method does not include the extended reproduction cost. All costs incurred in the analysed period (including capital expenditures) and the revenues are discounted to the project start year. The net present value is calculated from: (17) where: CIn – cash proceeds in year n, COn – cash expenses in year n, N – accounting period (construction + operation). In the case of reactive power compensation, the cash proceeds received in year n are substituted with annual savings calculated from the formula, and the expenses are substituted with capital expenditures and working costs (fixed and variable) incurred in the year. The project is profitable if NPV in the analysed period of N years is positive. One of the most reliable investment efficiency evaluation methods is the method of net present value ratio NPVR. In this method, the net present value calculated from the formula is referred to the incurred capex. The result is information on how much income in the analysed period each monetary unit invested brings. The net present value ratio NPVR is calculated from: (18)

where: KIn – capital expenditures in year n. Provided that energy losses in capacitors are negligible, savings from loss reduction are the same in subsequent years, and capital expenditures are incurred in one year only, then NPVR can be calculated from the following formula [7]:

solution, because from the investor perspective the income from the investment is important. In this case, a more meaningful efficiency indicator is NPVR.

2. Calculation example 2.1. Analysed network characteristics To illustrate the above considerations, calculations were made for real medium-voltage feeder. The analysed line consists of a 15 kV line with total length l = 22.86 km (including main line length lm = 7.76 km) that supplies 34 transformer substations with total installed transformer capacity ΣSn = 5,791 kVA. Power demanded at peak load is S = (3,776 + j1 460) kVA, while annual reactive energy consumption is Er = 4,765 kVAr. Fig. 5 shows the annual apparent and reactive power line load, ordered descending with respect to reactive power, and Fig. 6 shows a simplified diagram of the analysed line. The table in the figure 6 shows denominations of the nodes to which capacitors were connected in individual variants. Letter Q next to a capacitor symbol denominates the optimal capacitor location for the variant W 2A discussed in section 2.2 hereof. For the line in Fig. 6 the reactive power compensation effects were calculated under the assumption of the following calculation input: installation cost of a bank with contactor: km = 250 PLN/unit, without contactor: km = 50 PLN/unit, unit power cost: kP = 100 PLN/kW/a; unit cost of energy to cover loss: kE = 0.25 PLN/kW ∙ h; discount rate: p = 0.08 (8%), rate of allowance for working cost of a bank with contactor: kes = 0.025 (2.5%), without contactor: kes = 0.005 (0.5%) of investment value; analysis period N = 10 lat (equal the capacitor life as declared by the vendor). The capacitor and contactor prices were adopted after respective vendor price lists, and the price of a 18.3 kVAr capacitor without contactor is 240 PLN/unit, and with contactor 515 PLN/unit, while the price of a 30 kVAr capacitor without contactor is 380 PLN/unit, and with contactor 870 PLN/unit. The calculations were subject to the following assumptions: the load of each transformer substation is in proportion to the share of the rated power of the transformer installed in the substation in

(19) where: SD – sum of discounting factors: (20) The choice of method for reactive power compensation efficiency evaluation depends on the intended purpose of compensation. Where the compensation purpose is to meet specific requirements for reactive power intake and/or improvement of network voltage conditions, the minimum costs criterion will suffice. The costs account should include savings from loss reduction. If the compensation purpose is to reduce power and energy losses in the network, neither the minimum costs, nor the maximum profit from loss reduction, warrants a cost-effective 144

Fig. 5. Line load during a year

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

the total rated power of all transformers supplied from the analysed line, (ii) the load curve is the same in subsequent years of the analysed period (iii) the capacitors will be connected to the transformers’ low voltage sides.

2.2. Calculation variants The calculations were performed in the following variants: • W 0 – capacitors for compensation of idling transformers’ reactive power permanently connected in all substations (Tw = 8 760 h/a) • W 1A – 18,3 kVAr capacitors without connectors permanently connected in selected substations (Tw = 8 760 h/a) • W 1B – 18,3 kVAr capacitors with connectors connected in selected substations for 6,000 hours/year (Tw = 6 000 h/a) • 2A – 30 kVAr capacitors without connectors permanently connected in selected substations (Tw = 8 760 h/a) • W 2B – 30 kVAr capacitors with connectors connected in selected substations for 6,000 hours/year (Tw = 6 000 h/a). Reactive energy input into the line from the main substation in the period corresponding to the capacitor connection time in variants W 1B and W 2B is Er = 3 752 MVAr ∙ h. Rated powers of the capacitors, for which the calculations were performed, were selected because of the minimum reactive power unit cost (comp. Fig. 4). Capacitors’ locations in variants W 1A ÷ W 2B were selected according to the criterion of the maximum profit from energy loss MFP A1 A2

B2 C1

A4 A5 A6 A7

A10

A11

A12

B10

A13

B11

B13 D2

A16

D3 Q

D1 Q

B14 B16

A18

B15 B17

A20 B18 A21 Q

B12

A19

A14

A17

A15

W 1A A14 A16 A20 A21 B10 B11 B15 B16 B2 B3 B6 B7 C1 C6 D1 D3

W 1B A14 A16 A20 A21 B10 B11 B12 B15 B16 B17 D1 D3

Fig. 6. Simplified diagram of the analysed 15 kV line

W 2A A21 B7 B11 B15 B16 C1 C6 D1 D3

W 2B A14 A21 B11 B15 B16 D1 D3

reduction. Capacitors’ locations were selected by the heuristic method after the following algorithm: 1. Capacitor connection is assumed successively in each possible location and the profit from loss reduction is determined 2. Capacitor is connected in this location, where the profit from loss reduction is the largest, and then the algorithm proceeds to step 1° in order to determine the location for the next capacitor’s connection 3. Calculations in steps 1° and 2° are repeated until the next capacitor’s connection decreases the profit from loss reduction. In the calculations for the feeder in Fig. 6, after connecting another capacitor, the following values were recorded: total power of capacitors QC , capex for their installation KI, profit from loss reduction during the year Zr, energy loss reduction during the year ΣδEa, net present value ratio NPVR, equivalent average cost of energy loss reduction EAC, and discounted payback period DPP. The calculations were continued until the energy loss reduction began to diminish.

2.3. Calculation results The calculation results are presented in Tab. 2, and some selected values also in the form of graphs in Fig. 7–10. For variants W 1A ÷ W 2B the results in the table were calculated for two cases: • for the connected capacitor power, at which the annual profit from power and energy losses reduction reached the maximum, the rows marked in the table as max{Zr} • for the connected capacitor power, at which the annual energy loss reduction reached the maximum, the rows marked in the table as max{δEr}. It follows from analysis of the data in Tab. 2 that the installation of capacitors for compensation of an idling transformer’s reactive power in this circuit is ineffective. In variants W 1A or W 2A a lower capital expenditure may bring twice as large a reduction of energy losses and over four times higher profit from power and energy loss reduction. Also the NPVR ratio is in these variants a few times higher than in variant W 0. It should also be noted that the profit from losses reduction in variant W 1A is higher than in W 2A, while NPVR ratio is higher in variant W 2A than in W 1A (the respective values in Tab. 2 are shown in bold). This means that in the assumed lifetime every PLN invested will bring more income in variant W 2A than in W 1A, that is, from the investor’s point of view, variant W2A is better, although the profit in W 1A variant is higher. Also the results in variants W1B and W 2B are better than in W 0, despite the higher investment and shorter capacitor connection time. Individual points on the horizontal axis in the graphs shown in Fig. 7–10 represent the total power of capacitors after connecting another capacitor. It follows from analysis of graphs in Fig. 7 and 8 and Tab. 2 that the total power of connected capacitors at which the profit from power and energy losses reduction reaches the maximum, is lower than the power, at which its maximum reaches energy loss reduction. It should also be noted that the differences in loss reductions and in profits from the reduction between the 145

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

Value NC [units]

Variant max{Zr}

W 0

W 1A

max{δEr} ΣQC [kVAr]

max{Zr}

86.51

max{δEr} KI [PLN]

max{Zr}

5,924

max{δEr} ΣδEr [MWh] max{Zr}

6.02

max{δEr} Zr [PLN]

max{Zr}

806

max{δEr} NPVR [PLN/PLN]

max{Zr}

0.78

max{δEr} EAC [PLN/kWh]

max{Zr}

0.171

max{δEr}

W 1B

W 2A

W 2B

292.8

219.6

270

210

329.4

366.0

300

330

5,040

9,180

4,095

7,840

5,670

15,300

4,550

12,320

14.03

11.71

13.08

11.12

14.19

13.12

13.19

12.32

3,593

2,084

3,454

2,138

3,573

1,627

3,448

1,862

4.78

1.52

5.66

1.83

4.23

0.71

5.08

1.01

0.055

0.136

0.048

0.123

0.062

0.203

0.053

0.175

Tab. 2. Selected calculation results

variants with different capacitor power ratings (W 1 and W 2) is not very large. The differences between the variants without and with contactors (designated by letters A and B) are much larger. This is justified by much higher capital expenditures for the installation of capacitors with contactors, and shorter capacitor connection times in variants with contactors (marked as B). The graphs in Fig. 9 and 10 show that connection of each additional capacitor decreases NPVR (Fig. 9) and increases loss reduction EAC. This is justified by the fact that the function expressed by equation (6) is an inverted parabola reaching the maximum when the connected capacitors’ power is equal to the quotient of reactive power by the capacitors’ connection time [expression (7)]. In this case the increase in loss reduction after adding

Fig. 5. Line load during a year 146

Fig. 8. Dependence of annual profit from loss reduction on connected capacitors power

another capacitor gets smaller (see Fig. 7), and the capital expenditures in the case of identical capacitors, grow linearly. In a similar way the increase in loss reduction EAC after connection of another capacitor can be explained, with the difference that in expression (16) the costs which are functions of capex are in the fraction’s numerator, and the energy loss reduction in its denominator.

3. Summary The paper discusses some negative aspects of reactive power transmission in power networks. The simple method for determining power and energy losses reduction presented here can be used for calculations related to the optimal location of reactive power additional sources in a distribution network with an open (tree-like) structure and one-way energy flow. In such a network it is also necessary to use programs for power and energy flow calculation.

Fig. 9. Dependence of NPVR net present value ratio on connected capacitors power

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

6. Before deciding to install capacitors in a network, technical and economic analysis should be carried out to select the most advantageous compensation variant. 7. The completed calculations indicate that the solution with the highest profit from power and energy losses reduction due to reactive power compensation is not the most cost-effective. 8. The most advisable economic efficiency measure is NPVR net present value ratio, which indicates the income that every monetary unit will bring within a presumed operation period. REFERENCES

Fig. 10. Dependence of EAC equivalent average cost of energy loss reduction on connected capacitors power

The following conclusions can be drawn based on the results of the calculations made for a typical real 15 kV network circuit: 1. Installation of low-voltage capacitors in MV/LV transformer substations can provide effective and cost-efficient reactive power compensation in distribution networks. 2. The currently most popular method for reactive power compensation in domestic distribution networks, consisting in the installation in MV/LV substations of low-voltage capacitors for compensation of the reactive power of the idling transformers installed in these stations only, is not very costefficient. This is confirmed by the results of the calculations for variant W 0 and of tests carried out for a distribution system operator [8]. Out of the 10 analysed circuits with capacitors for idling reactive power compensation, in only 5 cases was the annual profit loss reduction more than zero. Only in two circuits was the profit large enough to return the capacitors installation capex in less than the capacitor’s 10-year period declared by the vendor. 3. A more effective way of reactive power compensation in distribution networks is to install in a few selected MV/LV substations low-voltage capacitors with much higher power rating than the idling transformers’ reactive power. This is confirmed by the results of the calculations for variants W 1A ÷ W 2B. 4. The total power of capacitors without contactors (variants W 1A and W 2A) in a network supplied from a 110 kV/MV substation should not exceed the minimum reactive power input into the substation from the 110 kV network. 5. In a network where reactive power periodically flows from the MV network to 110 kV network, much more expensive, and thus also less cost-efficient, capacitors with contactors may be installed. The contactors can be controlled by time relays, according to a preset schedule.

1. Szpyra W., Efektywność kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów SN/nn [Effeciency of idling MV/LV transformers reactive power compensation], Przegląd Elektrotechniczny 2011, Vol. 87, No. 2, pp. 144–147. 2. Szpyra W. et al., Efektywność kompensacji mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych [Effeciency of reactive power compensation in distribution grids] , XV. International Scientific Conference „Current Problems in Power Engineering”, APE ’11, Gdańsk – Jurata, 8–10 June 2011, Vol. 4, Energetyka odnawialna i sieci elektroenergetyczne: elektrownie wiatrowe, urządzenia i sieci elektroenergetyczne [Renewable energy and power grids: wind power plants, equipment and powwer grids], pp. 107–115. 3. Szpyra W., Tylek W., Kot. A., Wyznaczanie strat mocy i energii w rozległej sieci elektroenergetycznej średniego napięcia [Determination of power and energy losses in a wide MV power grid], Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej No. 91, Series: Konferences No. 34, IV Scientific and Technical Conference “Power grids in the industry and energy sectors”. Grids 2000”, Vol. II, pp. 403–410. 4. Mekhamer S.F. et al., New heuristic strategies for reactive power compensation of radial distribution feeders, IEEE Transactions on Power Delivery 2002, Vol. 17, June 4, pp. 1128–1135. 5. Eajal A.A., El-Hawary M.E., Optimal Capacitor Placement and Sizing in Unbalanced Distribution Systems With Harmonics Consideration Using Particle Swarm Optimization, IEEE Transactions on Power Delivery, July 2010, Vol. 25, June 3, pp. 1734–1741. 6. Paska J., Ekonomika w elektroenergetyce [Economics in the power sector], Warsaw 2007. 7. Hanzelka Z. et al., Reactive power compensation, in Electrical energy efficiency: technologies and applications, edited by Sumper A. & Baggini A., John Willey & Sons, Chichester 2012, pp. 371–398. 8. Szpyra W. et al., Analiza techniczno-ekonomiczna zabudowy kondensatorów nn do kompensacji mocy biernej w stacjach SN/nn do, [Technical and economic analysis of the installation of LV capacitors for reactive power compensation in MV/LV substations] Phase II, Research report No 5.5.120.968, AGH University of Science and Technology. Kraków, September 2010 [unpublished study].

147

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

Waldemar Szpyra Stanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków e-mail: wszpyra@agh.edu.pl Graduated from the AGH University of Science and Technology in Kraków. Now an assistant professor at the Department of Electrical and Power Engineering of his alma mater. His research work focuses on modelling, operating condition estimation, and optimization of distribution networks, application of artificial intelligence methods in electric power engineering, and electric power economics.

Wojciech Bąchorek Stanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków e-mail: wojbach@agh.edu.pl Graduated from the AGH University of Science and Technology in Kraków. Now an assistant professor at the Department of Electrical and Power Engineering of his alma mater. His professional interests pertain to modelling and analysis of operating states in power distribution networks, as well as application of artificial intelligence in their operating optimization.

Aleksander Kot Stanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków e-mail: akot@agh.edu.pl Graduated from the AGH University of Science and Technology in Kraków. Now an assistant professor at the Department of Electrical and Power Engineering of his alma mater. His professional interests include analysis and estimation of distribution networks operating conditions, optimization for engineering and operation, artificial intelligence methods, forecasting and planning of network development, and information systems in the power sector and energy market.

Andrzej Makuch Stanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków e-mail: amakuch@agh.edu.pl Graduated from the AGH University of Science and Technology in Kraków. Now a research assistant professor at the Department of Electrical and Power Engineering of his alma mater. His main interests include computer modelling of automatic controls.

148

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 140–148. When referring to the article please refer to the original text. PL

Kryteria optymalnej kompensacji mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych Autorzy

Waldemar L. Szpyra Wojciech Bąchorek Aleksander Kot Andrzej Makuch

Słowa kluczowe

kompensacja mocy biernej, kryteria optymalizacji, elektroenergetyczne sieci rozdzielcze

Streszczenie

W artykule autorzy omówili skutki przesyłania mocy biernej, podano zależności pozwalające na obliczenie efektów i kosztów kompensacji oraz omówiono wybrane metody oceny efektywności ekonomicznej. Przedstawiono wyniki obliczeń skutków różnych wariantów kompensacji mocy biernej w rzeczywistym obwodzie sieci średniego napięcia. Otrzymane wyniki wskazują, że osiągnięcie maksymalnego zysku z ograniczenia strat, w wyniku kompensacji mocy biernej, nie musi wskazywać na rozwiązanie najbardziej efektywne z ekonomicznego punktu widzenia.

1. Wprowadzenie 1.1. Wpływ mocy biernej na pracę sieci i efekty jej kompensacji Dla pracy urządzeń prądu przemiennego, takich jak transformatory i maszyny elektryczne, niezbędna jest moc bierna. Jednak jej wytwarzanie i przesyłanie jest niekorzystne dla pracy systemu elektroenergetycznego. Do najczęściej wymienianych negatywnych skutków przesyłania mocy biernej można zaliczyć: zwiększenie strat mocy i energii w elementach sieci, wzrost spadków napięcia, ograniczenie zdolności przesyłowej dla mocy czynnej, niepełne wykorzystanie mocy turbin napędzających generatory, pogorszenie warunków pracy aparatury łączeniowej. Lokalny deficyt mocy biernej może też być przyczyną dużych awarii systemowych. W celu pokrycia zapotrzebowania na moc bierną i umożliwienia jej przesłania konieczne jest stosowanie większych przekrojów przewodów transformatorów o większych mocach znamionowych oraz dodatkowych źródeł energii na pokrycie strat wywołanych jej przesyłaniem. W konsekwencji rosną koszty wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej [1]. Straty mocy czynnej w trójfazowym symetrycznie obciążonym elemencie sieci oblicza się z zależności:

(1)

gdzie: P i Q – odpowiednio moc czynna i bierna płynąca przez element sieci, R – rezystancja elementu, U – napięcie. Z kolei spadek napięcia na elemencie sieci oblicza się z zależności: (2) gdzie: X – reaktancja elementu.

Rys. 1. Wpływ przesyłania mocy biernej na straty mocy czynnej

Rys. 2. Wpływ przesyłania mocy biernej na spadek napięcia

Również w tym przypadku można wyróżnić składnik pochodzący od mocy czynnej ΔUa oraz od mocy biernej ΔUr. Na rys. 1 pokazano stosunek strat mocy czynnej spowodowanych przez moc bierną do strat mocy czynnej spowodowanych przez moc czynną, w zależności od współczynnika mocy. Z powyższego rysunku wynika, że gdy przesyłana moc bierna jest taka sama jak przesyłana moc czynna (co odpowiada współczynnikowi mocy PF = 0,7), straty mocy czynnej będą dwukrotnie większe niż przy braku

przesyłania mocy biernej. Na rys. 2 pokazano zależność spadku napięcia od współczynnika mocy przy różnych wartościach stosunku reaktancji do rezystancji elementu sieci. Z rysunku wynika, że wzrost spadku napięcia jest tym większy, im większy jest stosunek reaktancji do rezystancji elementu sieci. W napowietrznych sieciach średniego napięcia stosunek X/R jest bliski jedności, dlatego przesyłanie mocy biernej może mieć wpływ na pogorszenie warunków napięciowych w tych sieciach. Natomiast w sieciach kablowych średniego napięcia, ze względu

149

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

Rys. 3. Wpływ przesyłania mocy biernej na wzrost nakładów inwestycyjnych: gdzie KI1 – nakłady inwestycyjne przy PF = 1, KI – nakłady inwestycyjne przy PF < 1

na większe przekroje żył i małą reaktancję kabli, stosunek X/R może być kilka razy mniejszy i można pominąć wpływ mocy biernej na spadek napięcia w tych sieciach. Wzrost nakładów inwestycyjnych w zależności od współczynnika mocy pokazano na rys. 3. Z rys. 3 wynika, że przy współczynniku mocy PF = 0,7 nakłady inwestycyjne będą większe niż przy braku przesyłania mocy biernej o ok. 28%. 1.2. Efekty kompensacji mocy biernej Jednym ze sposobów ograniczania zarówno strat mocy i energii, jak i spadków napięcia jest stosowanie kompensacji mocy biernej. Polega to na instalacji dodatkowego źródła mocy biernej za elementami sieci, w których chcemy ograniczyć straty mocy i spadki napięcia. Moc bierna płynąca przez elementy sieci, za którymi zainstalowano dodatkowe źródło mocy biernej, zmniejszy się o moc przyłączonego źródła. Straty mocy w elemencie sieci po zainstalowaniu za nim źródła mocy biernej będą równe [2]: (3) gdzie: QC – moc przyłączonego źródła. Wielkość ograniczenia strat mocy w wyniku kompensacji jest równa różnicy strat przed i po kompensacji: (4) Wielkość ograniczenia strat energii jest równa całce z chwilowych wartości ograniczenia strat mocy i wyraża się wzorem:

(5)

gdzie: Q(t) – wartość chwilowa mocy biernej płynącej przez element sieci, Tw – czas, w którym źródło mocy biernej jest włączone. Jeśli uwzględni się, że całka: jest to ilość energii biernej, która w okresie Tw przepłynęła przez element sieci oraz założy stałość napięcia w czasie, wówczas

150

wzór na ograniczenie strat energii przyjmie postać:

(6)

Maksymalne ograniczenie strat mocy czynnej w elemencie sieci wystąpi wówczas, gdy moc dodatkowego źródła będzie równa mocy biernej płynącej przez ten element, tj. gdy spełniony jest warunek: Q C = Q. Natomiast w celu określenia mocy kondensatora, przy której wystąpi maksymalne ograniczenie strat energii, należy zróżniczkować wyrażenie (8) względem QC i przyrównać różniczkę do zera. Po wykonaniu działań otrzyma się: (7) Przedstawiony wyżej sposób obliczania wielkości ograniczenia strat mocy i energii nadaje się do stosowania w sieciach otwartych o jednym kierunku przepływu energii. W sieciach rozdzielczych średniego napięcia, zasilających wiele stacji transformatorowych, wykorzystanie podanych wyżej zależności do doboru mocy i wyboru lokalizacji dodatkowych źródeł mocy biernej wymaga znajomości zmienności obciążenia elementów sieci w czasie oraz wykorzystania narzędzi umożliwiających obliczenia rozpływu mocy i energii. Ponadto w sieciach tych brakuje dostatecznej ilości informacji pomiarowych o obciążeniu sieci. Wobec tego konieczne jest stosowanie różnych założeń upraszczających, można np. wykorzystać założenia podane w [2, 3]. 1.3. Kryteria optymalności rozmieszczenia źródeł mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych Instalacja dodatkowych źródeł mocy biernej wymaga poniesienia nakładów inwestycyjnych, na które składają się koszty analiz wykonanych w celu określenia lokalizacji i mocy oraz koszty zakupu i montażu tych źródeł. Obecnie najczęściej stosowanym źródłem mocy biernej są baterie kondensatorów. Nakłady inwestycyjne na instalację baterii kondensatorów można obliczyć z zależności: (8)

gdzie: KA – koszty analiz, KRS – koszty urządzeń do zdalnej regulacji i sterowania, cRk – cena regulowanej baterii o k-tej mocy znamionowej, cSk – cena nieregulowanej baterii o k-tej mocy, nRk – liczba regulowanych baterii o k-tej mocy, nSk – liczba nieregulowanych baterii o k-tej mocy, NBR – zbiór mocy znamionowych baterii o regulowanej mocy, NBS – zbiór mocy znamionowych baterii o stałej mocy. W konkretnych sytuacjach mogą występować tylko niektóre składowe nakładów inwestycyjnych. W literaturze można znaleźć przykłady, w których nakłady inwestycyjne na instalację kondensatorów oblicza się z zależności: (9) gdzie: kj – jednostkowy koszt mocy kondensatora, QC – moc kondensatora. Takie założenie jest niewłaściwe ze względu na to, że w kosztach kondensatorów występuje stały, niezależny od mocy składnik o znacznej wartości. Dotyczy to zarówno Moc znamionowa

Cena kondensatora

Cena stycznika

[kvar]

[zł/szt.]

1,5

119

2,0

123

2,5

124

3,0

125

4,2

133

6,3

135

7,5

150

175

12,5

190

220

18,3

240

320

340

380

193

240 275 490

Tab. 1. Ceny kondensatorów niskiego napięcia oraz ceny styczników do ich załączania

kondensatorów niskiego, jak i średniego napięcia. Ceny kondensatorów niskiego napięcia oraz ceny styczników przystosowanych do ich załączania zestawiono w tab. 1. Na rys. 4 pokazano zależność ceny 1 kvar mocy kondensatorów niskiego napięcia od mocy znamionowej kondensatora. Na rysunku pokazano dwie krzywe: dla kondensatorów przyłączanych na stałe oraz dla kondensatorów załączanych przez styczniki. Do ceny urządzeń dodano koszt montażu w wysokości km = 50 zł/szt. dla kondensatorów bez styczników oraz km = 250 zł/szt. dla kondensatorów ze stycznikami. W obliczeniach często wykorzystywany jest rachunek kosztów rocznych. Na koszty roczne eksploatacji baterii kondensatorów składają się: koszty kapitałowe, koszty eksploatacyjne stałe (koszty ogólne, koszty obsługi i koszty remontów) oraz koszty

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

inwestycji zrównają się z nakładami inwestycyjnymi poniesionymi na jej realizację. Jest to najprostsza, a zarazem najmniej dokładna z metod – podstawą obliczeń są koszty i zyski osiągalne w jednym roku, a więc nie uwzględnia się możliwych zmian tych wielkości w czasie. Bardziej dokładna jest metoda zdyskontowanego okresu zwrotu kosztów. Zdyskontowany okres zwrotu kosztów oblicza się, rozwiązując równanie: (15)

Rys. 4. Zależność jednostkowego kosztu mocy kondensatora od jego mocy znamionowej

eksploatacyjne zmienne. Roczne koszty kapitałowe zależą od zakładanego okresu eksploatacji kondensatorów i stopy dyskontowej, a roczne koszty eksploatacyjne stałe oblicza się jako pewien procent od wartości inwestycyjnej. Natomiast roczne koszty zmienne to koszty strat mocy i energii traconej w kondensatorach. Ostatecznie koszty roczne kompensacji można obliczyć z zależności:

(10)

przy czym:

(11)

gdzie: rrr – rata rozszerzonej reprodukcji, Na – zakładany okres eksploatacji, p – stopa dyskontowa (wyrażona w postaci ułamka dziesiętnego), res – współczynnik odpisu na koszty eksploatacyjne stałe, δP Q – jednostkowe straty mocy czynnej w baterii kondensatorów, Q C – moc baterii, kP – jednostkowy koszt strat mocy, kE – jednostkowy koszt strat energii, Tw – czas pracy baterii w ciągu roku. Efektem działania dodatkowych źródeł mocy biernej są oszczędności wynikające z ograniczenia strat mocy i energii w elementach sieci oraz dodatkowe korzyści, jak np. oszczędności wynikające z uniknięcia lub odsunięcia w czasie realizacji inwestycji, koniecznych dla zapewnienia odpowiedniej jakości energii lub pokrycia wzrastającego zapotrzebowania na moc, w efekcie zwolnienia zdolności przesyłowych przez ograniczenie przesyłanej mocy biernej. Roczne przychody z kompensacji mocy biernej oblicza się z zależności: (12) gdzie: δPmax – wielkość ograniczenia strat mocy czynnej obliczona dla maksymalnego obciążenia mocą bierną, δEa – roczne ograniczenie strat energii czynnej, OD – oszczędności dodatkowe wynikające z kompensacji. W praktyce nie wszystkie składniki kosztów oraz przychodów z kompensacji są uwzględniane. Do najczęściej pomijanych składników kosztów należą wydatki poniesione

na analizy oraz koszty zmienne eksploatacji kondensatorów (ze względu na małą wartość jednostkowych strat mocy w kondensatorach wynoszącą ok. 1 W/kvar). Natomiast w przychodach najczęściej pomija się oszczędności dodatkowe oraz zyski wynikające z ograniczenia strat mocy, chociaż w literaturze można znaleźć metody, w których pod uwagę brane jest tylko ograniczenie strat mocy [4, 5]. Jako kryterium optymalizacji najczęściej przyjmuje się minimum kosztów rocznych lub maksimum zysku z ograniczenia strat w sieci. W pierwszym przypadku funkcja celu przyjmuje postać: (13) gdzie: ΔP – maksymalne straty mocy w sieci powiększone o straty mocy w kondensatorach, ΔE – roczne straty energii w sieci powiększone o straty energii w kondensatorach. W przypadku maksymalizacji zysku funkcja celu przyjmuje postać: (14) gdzie: Kr – koszty roczne kondensatorów obliczone z zależności (10), Or – roczne oszczędności wynikające z pracy kondensatorów.

gdzie: O rn – oszczędności osiągnięte w roku n w wyniku kompensacji, Krn – koszty kompensacji w roku n. Inwestycja jest opłacalna, gdy DPP < Na. Kolejną metodą wykorzystującą rachunek kosztów rocznych jest metoda równoważnych kosztów jednostkowych. Równoważny koszt jednostkowy jest to iloraz sumy zdyskontowanych kosztów rocznych przez sumę zdyskontowanych efektów rocznych. Zarówno koszty roczne, jak i efekty roczne dyskontuje się na rok poprzedzający rok rozpoczęcia eksploatacji przy wykorzystaniu tej samej stopy dyskontowej. Zakładając, że nie występuje zamrożenie kapitału, a okres analizy jest równy lub dłuższy od okresu amortyzacji kondensatorów, równoważny koszt zaoszczędzenia jednostki energii można obliczyć z zależności:

(16) gdzie: Ean – ilość energii czynnej zaoszczędzonej w wyniku ograniczenia strat w elementach sieci w roku n. Przedsięwzięcie jest opłacalne, jeśli obliczony w ten sposób jednostkowy koszt równoważny zaoszczędzenia jednostki energii jest mniejszy od kosztu zakupu energii na pokrycie strat.

1.4. Ocena efektywności kompensacji mocy biernej Można wykazać, że obie wymienione w poprzednim punkcie funkcje celu są tożsame. Żadna z tych funkcji nie niesie jednak informacji o ekonomicznej efektywności kompensacji mocy biernej. Spośród wielu metod porównania i oceny przedsięwzięć inwestycyjnych pod względem efektywności ekonomicznej w praktyce najczęściej wykorzystuje się następujące metody [6]: • prostego okresu zwrotu kosztów SPP (ang. Simple Payback Period) • zdyskontowanego okresu zwrotu kosztów DPP (ang. Discounted Payback Period) • równoważnych kosztów jednostkowych EAC (ang. Equivalent Average Cost) • wartości zaktualizowanej netto NPV (ang. Net Present Value) • wskaźnika wartości zaktualizowanej netto NPVR (ang. Net Present Value Ratio).

gdzie: CIn – wpływy pieniężne uzyskane w roku n, COn – wydatki pieniężne poniesione w roku n, N – okres obliczeniowy (okres budowy + okres eksploatacji).

Metoda prostego okresu zwrotu kosztów polega na obliczeniu, po jakim czasie roczne zyski osiągane w wyniku realizacji

W przypadku kompensacji mocy biernej za wpływy pieniężne uzyskane w roku n podstawia się roczne oszczędności obliczone

W metodzie wartości zaktualizowanej netto nie uwzględnia się kosztów rozszerzonej reprodukcji. Wszystkie poniesione w analizowanym okresie koszty (w tym nakłady inwestycyjne) oraz uzyskane przychody dyskontuje się na rok rozpoczęcia inwestycji. Wartość zaktualizowaną netto oblicza się z zależności:

(17)

151

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

z zależności, zaś za wydatki podstawia się poniesione w tym roku nakłady inwestycyjne i koszty eksploatacyjne (stałe i zmienne). Przedsięwzięcie jest opłacalne, jeśli wartość NPV za analizowany okres N lat jest dodatnia. Jedną z najbardziej miarodajnych metod oceny efektywności inwestycji jest metoda wskaźnika wartości zaktualizowanej netto NPVR. W tej metodzie obliczoną ze wzoru wartość zaktualizowaną netto odnosi się do poniesionych nakładów inwestycyjnych. W efekcie otrzymuje się informację, ile dochodu w analizowanym czasie przynosi każda zainwestowana jednostka monetarna. Wartość wskaźnika NPVR oblicza się z zależności:

Rys. 5. Roczny wykres obciążenia linii

(18) GPZ

gdzie: KIn – nakłady inwestycyjne poniesione w roku n.

Jeśli pominie się straty energii w kondensatorach oraz założy, że oszczędności z ograniczenia strat są takie same w kolejnych latach, a nakłady inwestycyjne są poniesione tylko w ciągu jednego roku, wówczas wartość NPVR można obliczyć z zależności [7]:

(19) gdzie: SD – suma czynników dyskontujących: (20)

A5 A6

2. Przykład obliczeń 2.1. Charakterystyka analizowanej sieci Dla zilustrowania powyższych rozważań wykonano obliczenia dla rzeczywistego obwodu sieci średniego napięcia. Analizowany obwód to linia 15 kV o łącznej długości l = 22,86 km (w tym długość magistrali lm = 7,76 km), zasilająca 34 stacje transformatorowe o łącznej mocy zainstalowanych transformatorów ΣS n = 5791 kVA. Moc wpływająca do linii w szczycie obciążenia równa jest S = (3776 + j1 460) kVA, natomiast ilość

152

A10

A11

A12

B 10

A13

B 11

B 13 D2

A16

D3 Q

D1 B 14

Q B 16

A18

B 12

A19

A14

A17

A15

Wybór metody oceny efektywności kompensacji mocy biernej zależy od założonego celu kompensacji. Gdy celem kompensacji jest spełnienie określonych wymagań w zakresie poboru mocy biernej lub poprawa warunków napięciowych w sieci, wystarczy zastosować kryterium minimalizacji kosztów. W rachunku kosztów należy uwzględnić oszczędności wynikające z ograniczenia strat. Jeśli celem kompensacji jest ograniczenie strat mocy i energii w sieci, kryteria minimalizacji kosztów lub maksymalizacji zysku z ograniczenia strat nie gwarantują otrzymania rozwiązania opłacalnego z ekonomicznego punktu widzenia, gdyż z perspektywy inwestora istotny jest dochód od poniesionych nakładów inwestycyjnych. W takim przypadku bardziej miarodajnym wskaźnikiem efektywności jest wartość wskaźnika NPVR.

C1 B3

B 15

Q Q

B 17 A20 B 18 A21 Q

W 1A A14 A16 A20 A21 B 10 B 11 B 15 B 16 B2 B3 B6 B7 C1 C6 D1 D3

W 1B A14 A16 A20 A21 B 10 B 11 B 12 B 15 B 16 B 17 D1 D3

W 2A A21 B7 B 11 B 15 B 16 C1 C6 D1 D3

W 2B A14 A21 B 11 B 15 B 16 D1 D3

Rys. 6. Uproszczony schemat linii 15 kV

energii biernej wpływającej do linii w ciągu roku z GPZ wynosi Er = 4765 kvar. Na rys. 5 pokazano roczny wykres obciążenia linii mocą pozorną i bierną, uporządkowany względem mocy biernej, a na rys. 6 uproszczony schemat analizowanej linii. W tabeli umieszczonej w polu rysunku podano oznaczenia węzłów, w których w poszczególnych wariantach dołączono kondensatory do kompensacji mocy biernej. Literą Q obok symbolu kondensatora oznaczono optymalne lokalizacje kondensatorów dla wariantu W 2A omówionego w punkcie 2.2 artykułu. Dla linii z rys. 6 wykonano obliczenia efektów kompensacji mocy biernej, przyjmując następujące dane do obliczeń: koszt montażu baterii ze stycznikiem:

km = 250 zł/szt., bez stycznika: km = 50 zł/szt.; jednostkowy koszt mocy: kP = 100 zł/kW/a; jednostkowy koszt energii na pokrycie strat: kE = 0,25 zł/kW∙h; stopa dyskontowa: p = 0,08 (8%), współczynnik odpisu na koszty eksploatacji baterii ze stycznikiem: kes = 0,025 (2,5%), bez stycznika: kes = 0,005 (0,5%) od wartości inwestycyjnej; okres analizy N = 10 lat (równy deklarowanej przez dostawcę żywotności kondensatorów). Ceny kondensatorów i styczników przyjęto wg cenników dostawców urządzeń, przy czym dla kondensatora o mocy 18,3 kvar bez stycznika cena wynosi 240 zł/szt., a ze stycznikiem 515 zł/szt., natomiast cena kondensatora o mocy 30 kvar bez stycznika wynosi 380 zł/szt., a ze stycznikiem 870 zł/szt.

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

Obliczenia wykonano przy następujących założeniach: obciążenie poszczególnych stacji transformatorowych jest proporcjonalne do udziału mocy znamionowej transformatora zainstalowanego w danej stacji w sumie mocy znamionowych wszystkich transformatorów zasilanych z analizowanej linii przebieg obciążenia linii jest taki sam w kolejnych latach analizowanego okresu kondensatory zostaną przyłączone po stronie niskiego napięcia transformatorów. 2.2. Warianty obliczeń Wykonano następujące warianty obliczeń: • Wariant W 0 – instalacja we wszystkich stacjach przyłączonych na stałe kondensatorów do kompensacji mocy biernej biegu jałowego transformatorów (Tw = 8760 h/a) • Wariant W 1A – instalacja w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 18,3 kvar bez styczników, przyłączonych na stałe (Tw = 8760 h/a) • Wariant W 1B – instalacja, w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 18,3 kvar ze stycznikami, załączonych 6 000 godzin w ciągu roku (Tw = 6000 h/a) • Wariant W 2A – instalacja w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 30 kvar bez styczników, przyłączonych na stałe (Tw = 8760 h/a) • Wariant W 2B – instalacja w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 30 kvar ze stycznikami, załączonych 6 000 godzin w ciągu roku (Tw = 6000 h/a). Ilość energii biernej wpływającej do linii z GPZ w okresie odpowiadającym czasowi załączenia kondensatorów w wariantach W 1B i W 2B wynosi Er = 3752 Mvar ∙ h. Moce znamionowe kondensatorów, dla których wykonano obliczenia, zostały wybrane ze względu na minimalny jednostkowy koszt mocy biernej (por. rys. 4). Lokalizacje kondensatorów w wariantach W 1A ÷ W 2B, zostały wybrane wg kryterium maksymalnego zysku z ograniczenia strat energii. Wyboru lokalizacji kondensatorów dokonano metodą heurystyczną według następującego algorytmu: 1. Zakłada się przyłączenie kondensatora kolejno do każdej możliwej lokalizacji i wyznacza wartość zysku z ograniczenia strat 2. Przyłącza się kondensator w tej lokalizacji, dla której zysk z ograniczenia strat jest największy i przechodzi do kroku 1° w celu ustalenia, w której lokalizacji należy dołączyć kolejny kondensator 3. Obliczenia według kroków 1° i 2° powtarza się do momentu, gdy przyłączenie kolejnego kondensatora powoduje zmniejszenie zysku z ograniczenia strat. W obliczeniach dla sieci z rys. 6 po dołączeniu kolejnego kondensatora rejestrowano: łączną moc kondensatorów Q C , nakłady inwestycyjne na ich instalację KI, wartość zysku z ograniczenia strat w ciągu roku Zr, wielkość ograniczenia strat energii w ciągu roku ΣδEa, wartość wskaźnika NPVR, jednostkowy równoważny koszt ograniczenia strat energii EAC oraz długość dyskontowanego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych DPP. Obliczenia kontynuowano do momentu, gdy wielkość ograniczenia strat energii zaczęła się zmniejszać.

Wielkość NC [szt.]

ΣQC [kvar]

KI [zł]

ΣδEr [MWh]

Zr [zł]

NPVR [zł/zł]

EAC [zł/kWh]

DPP [lat]

Wariant

W 0

max{Zr}

max{δEr} max{Zr}

86,51

max{δEr} max{Zr}

5 924

max{δEr} max{Zr}

6,02

max{δEr} max{Zr}

806

max{δEr} max{Zr}

0,78

max{δEr} max{Zr} max{δEr}

0,1713

max{Zr} max{δEr}

11,5

W 1A

W 1B

W 2A

W 2B

292,8

219,6

270

210

329,4

366,0

300

330

5 040

9 180

4 095

7 840

5 670

15 300

4 550

12 320

14,03

11,71

13,08

11,12

14,19

13,12

13,19

12,32

3 593

2 084

3 454

2 138

3 573

1 627

3 448

1 862

4,78

1,52

5,66

1,83

4,23

0,71

5,08

1,01

0,0553

0,1364

0,0482

0,1227

0,0616

0,2030

0,0532

0,1748

1,55

5,64

1,29

4,51

1,76

18,14

1,45

9,79

Tab. 2. Zestawienie wybranych wyników obliczeń

Rys. 7. Zależność rocznego ograniczenia strat energii od mocy przyłączonych kondensatorów

Rys. 8. Zależność rocznego zysku z ograniczenia strat od mocy przyłączonych kondensatorów

2.3. Wyniki obliczeń Wyniki obliczeń zostały zestawione w tab. 2, a wybrane wielkości również w postaci wykresów na rys. 7–10. Dla wariantów W 1A ÷ W 2B w tabeli podano wielkości obliczone dla dwóch przypadków: • dla mocy przyłączonych kondensatorów,

przy której roczny zysk z ograniczenia strat mocy i energii osiągnął wartość maksymalną, wiersze oznaczone w tabeli max{Zr} • dla mocy przyłączonych kondensatorów, przy której roczne ograniczenia strat energii osiągnęły wartość maksymalną, wiersze oznaczone max{δEr}. 153

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

Z analizy danych zestawionych w tab. 2 wynika, że instalacja kondensatorów do kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów jest w tym obwodzie mało efektywna. W wariantach W 1A lub W 2A, ponosząc mniejsze nakłady inwestycyjne, można uzyskać ponaddwukrotnie większe ograniczenie strat energii oraz ponadczterokrotnie większy zysk z ograniczenia strat mocy i energii. Również wartość wskaźnika NPVR jest w tych wariantach kilkakrotnie większa niż wariancie W 0. Należy również zwrócić uwagę na fakt, że zysk z ograniczenia strat w wariancie W 1A jest większy niż wariancie W 2A, natomiast wartość NPVR jest większa w wariancie W 2A niż w wariancie W 1A (odpowiednie wartości w tab. 2 zostały pogrubione). Oznacza to, że w zakładanym okresie eksploatacji każda zainwestowana złotówka przyniesie większy dochód w wariancie W 2A niż w wariancie W 1A, czyli z punktu widzenia inwestora bardziej korzystny jest wariant W2A, mimo że zysk w wariancie W 1A jest większy. Również dla wariantów W1B i W 2B uzyskano lepsze efekty niż w wariancie W 0, pomimo większych nakładów inwestycyjnych i krótszego czasu załączenia kondensatorów. Poszczególne punkty na osi poziomej na wykresach pokazanych na rys. 7–10, odpowiadają łącznej mocy kondensatorów po przyłączeniu kolejnego kondensatora. Z analizy wykresów na rys. 7 i 8 oraz tab. 2 wynika, że łączna moc przyłączonych kondensatorów, przy której zysk z ograniczenia strat mocy i energii osiąga maksimum, jest mniejsza od mocy, przy której występuje maksymalne ograniczenie strat energii.

Należy również zauważyć, że zarówno różnica ograniczenia strat, jak i różnica zysku z ograniczenia strat pomiędzy wariantami różniącymi się mocą znamionową kondensatorów (W 1 i W 2) jest niezbyt duża. Natomiast pomiędzy wariantami bez styczników i ze stycznikami (warianty oznaczone literami A i B) różnice tych wielkości są znacznie większe. Jest to uzasadnione znacznie większymi nakładami inwestycyjnymi na instalację kondensatorów ze stycznikami oraz krótszym czasem załączenia kondensatorów w wariantach ze stycznikami (oznaczonych literą B). Z wykresów na rys. 9 i 10 wynika, że dołączenie każdego kolejnego kondensatora powoduje zmniejszenie wskaźnika wartości zaktualizowanej netto (rys. 9) oraz wzrost jednostkowego równoważnego kosztu ograniczania strat. Jest to uzasadnione tym, że funkcja wyrażona równaniem (6) jest odwróconą parabolą osiągającą maksimum, gdy moc przyłączonych kondensatorów jest równa ilorazowi energii biernej przez czas załączenia kondensatorów [wyrażenie (7)]. W takim przypadku przyrost ograniczenia strat po dodaniu kolejnego kondensatora jest coraz mniejszy (por. rys. 7), a nakłady inwestycyjne, w przypadku jednakowych kondensatorów, rosną liniowo. W podobny sposób można wytłumaczyć wzrost jednostkowego równoważnego kosztu ograniczenia strat energii po dołączeniu kolejnego kondensatora, z tą różnicą, że w wyrażeniu (16) koszty będące funkcją nakładów inwestycyjnych są w liczniku ułamka, a wielkość ograniczenia strat energii w mianowniku.

Rys. 9. Zależność wskaźnika wartości zaktualizowanej netto od mocy przyłączonych kondensatorów

Rys. 10. Zależność jednostkowego równoważnego kosztu ograniczenia strat energii od mocy przyłączonych kondensatorów

154

3. Podsumowanie W artykule omówiono wybrane, negatywne aspekty przesyłania mocy biernej w sieciach elektroenergetycznych. Przedstawiona w artykule prosta metoda określania wielkości ograniczenia strat mocy i energii może być wykorzystana do obliczeń związanych z optymalizacją rozmieszczenia dodatkowych źródeł mocy biernej w sieciach rozdzielczych o strukturze otwartej (typu drzewo), o jednym kierunku przepływu energii. W takich sieciach konieczne jest ponadto wykorzystanie programów do obliczeń rozpływu mocy i energii. Na podstawie wyników obliczeń wykonanych dla typowego, rzeczywistego obwodu sieci 15 kV, można sformułować następujące wnioski: 1. Instalacja kondensatorów niskiego napięcia w stacjach transformatorowych SN/nn może być skutecznym i efektywnym, z ekonomicznego punktu widzenia, sposobem kompensacji mocy biernej w sieciach rozdzielczych. 2. Najbardziej popularny obecnie sposób kompensacji mocy biernej w krajowych sieciach rozdzielczych, polegający na instalacji w stacjach SN/nn kondensatorów niskiego napięcia do kompensacji tylko mocy biernej biegu jałowego transformatorów zainstalowanych w tych stacjach jest mało efektywny z ekonomicznego punktu widzenia. Potwierdzają to wyniki obliczeń dla wariantu W 0 oraz wyniki badań wykonanych dla jednego z operatorów sieci dystrybucyjnych [8]. Na 10 poddanych analizie obwodów, w których zainstalowano kondensatory do kompensacji mocy biernej biegu jałowego, tylko w 5 przypadkach roczny zysk z ograniczenia strat był większy od zera. Jedynie dla dwóch obwodów zysk był na tyle duży, by zwrot nakładów na instalację kondensatorów nastąpił w czasie krótszym od 10-letniego okresu żywotności kondensatorów deklarowanego przez dostawcę. 3. Bardziej efektywnym sposobem kompensacji mocy biernej w sieciach rozdzielczych jest instalacja w nielicznych, wybranych stacjach SN/nn kondensatorów niskiego napięcia o znacznie większej mocy znamionowej niż moc bierna biegu jałowego transformatorów. Potwierdzają to wyniki obliczeń dla wariantów W 1A ÷ W 2B. 4. Łączna moc kondensatorów bez styczników (warianty W 1A i W 2A), w sieci zasilanej ze stacji 110 kV/SN, nie powinna być większa od minimalnej mocy biernej odbieranej w tych stacjach z sieci 110 kV. 5. W sieciach, w których występują okresowe przepływy mocy biernej z sieci SN do sieci 110 kV, można wykorzystać znacznie droższe, a przez to również mniej efektywne z ekonomicznego punktu widzenia kondensatory załączane stycznikami. Sterowanie tymi stycznikami mogą realizować przekaźniki czasowe wg ustalonego harmonogramu. 6. Przed podjęciem decyzji o instalacji kondensatorów w danej sieci należy wykonać analizę techniczno-ekonomiczną w celu wyboru najbardziej korzystnego wariantu kompensacji. 7. Wykonane obliczenia wskazują, że rozwiązanie, które charakteryzuje się największą wartością zysku z ograniczenia

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

strat mocy i energii w wyniku kompensacji mocy biernej, nie jest jednocześnie rozwiązaniem najbardziej efektywnym z ekonomicznego punktu widzenia. 8. Jako miarę efektywności ekonomicznej należy wykorzystywać wskaźnik wartości zaktualizowanej netto, który informuje, jaki dochód w założonym okresie eksploatacji przyniesie każda zainwestowana jednostka monetarna. Bibliografia 1. Szpyra W., Efektywność kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów SN/nn, Przegląd Elektrotechniczny 2011, r. 87, nr 2, s. 144–147. 2. Szpyra W. i in., Efektywność kompensacji mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych, XV Międzynarodowa Konferencja

Naukowa „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, APE ’11, Gdańsk – Jurata, 8–10 czerwca 2011, t. 4, Energetyka odnawialna i sieci elektroenergetyczne: elektrownie wiatrowe, urządzenia i sieci elektroenergetyczne, s. 107–115. 3. Szpyra W., Tylek W., Kot. A., Wyznaczanie strat mocy i energii w rozległej sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej nr 91, Seria: Konferencje nr 34, IV Konferencja Naukowo-Techniczna „Sieci elektroenergetyczne w przemyśle i energetyce. Sieci 2000”, tom II, s. 403–410. 4. Mekhamer S.F. i in., New heuristic strategies for reactive power compensation of radial distribution feeders, IEEE Transactions on Power Delivery 2002, Vol. 17, Issue 4, s. 1128–1135.

5. Eajal A.A., El-Hawary M.E., Optimal Capacitor Placement and Sizing in Unbalanced Distribution Systems With Harmonics Consideration Using Particle Swarm Optimization, IEEE Transactions on Power Delivery, July 2010, Vol. 25, Issue 3, s. 1734–1741. 6. Paska J., Ekonomika w elektroenergetyce, Warszawa 2007. 7. Hanzelka Z. i in., Reactive power compensation, in Electrical energy efficiency: technologies and applications, edited by Sumper A. & Baggini A., John Willey & Sons, Chichester 2012, s. 371–398. 8. Szpyra W. i in., Analiza techniczno-ekonomiczna zabudowy kondensatorów nn do kompensacji mocy biernej w stacjach SN/nn do, Etap II, Raport z pracy badawczej nr 5.5.120.968, AGH w Krakowie, Kraków, wrzesień 2010 [praca niepublikowana].

Waldemar L. Szpyra

dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie e-mail: wszpyra@agh.edu.pl Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Obecnie adiunkt w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Zajmuje się modelowaniem, estymacją stanu pracy i optymalizacją sieci rozdzielczych, zastosowaniem metod sztucznej inteligencji w elektroenergetyce oraz gospodarką elektroenergetyczną.

Wojciech Bąchorek

dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie e-mail: wojbach@agh.edu.pl Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego zainteresowania zawodowe dotyczą modelowania i analiz stanu pracy elektroenergetycznych sieci rozdzielczych oraz zastosowania metod sztucznej inteligencji w optymalizacji ich pracy.

Aleksander Kot

dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie e-mail: akot@agh.edu.pl Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego zawodowe zainteresowania lokują się w obszarach: analizy i estymacji stanu pracy sieci rozdzielczych, zagadnień optymalizacji na potrzeby projektowania i eksploatacji, metod sztucznej inteligencji, prognozowania i planowania rozwoju sieci, systemów informatycznych w elektroenergetyce oraz rynku energii.

Andrzej Makuch

mgr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie e-mail: amakuch@ agh.edu.pl Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego główne zainteresowania dotyczą komputerowego modelowania automatyki zabezpieczeniowej.

155

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

Autonomous Operation of Low Voltage Microgrids Authors Irena Wasiak Ryszard Pawełek Paweł Kelm

Keywords microgrids, microgrid autonomous operation, microgrids control, energy storage

Abstract The article describes the possibilities of LV microgrids operation in the island mode. Control strategies of energy sources connected to the grid by means of invertors are discussed, either for a microgrid connected to the supplying network or during the island mode operation. The presented results of research were conducted at the Laboratory of Distributed Generation at Lodz University of Technology. The study was performed for two variants of reference voltage source: the battery storage and microturbine respectively.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014413

1. Introduction Increased penetration of distributed sources leads to the power system’s decentralization and changes in the distribution grids’ nature from passive to active. An active grid, which facilitates processes of electricity generation, transmission, as well as distribution and use, constitutes a power microgrid. The microgrid integrates distributed energy sources, including renewable sources (RES), controllable and uncontrollable loads, and energy storages. A microgrid’s topology and characteristics depends on its intended use. There are microgrids owned by the operator and being part of the distribution grid, as well as microgrids that supply industrial and municipal customers [1]. Compared with traditional receiving grids, the microgrid architecture provides new operating opportunities including electricity supply and demand control in a way that ensures technical and economic benefits to the owner. Connecting electricity sources to a distribution grid is associated with phenomena that may affect the reliability of supply and quality of electricity supplied to customers. To a large extent these phenomena arise from the specifics of sources utilising renewable energy, such as wind or solar power plants, characterized by their generation output variability depending on the primary energy availability and variability. For every grid the allowable power of sources can be determined, the connection of which will neither worsen the grid’s operating conditions nor result in excesses of its characteristic parameters. This power is a measure of the grid’s ability to integrate sources, so called hosting capacity [2]. To ensure a power grid’s proper operating conditions, taking into account the interactions, but also the opportunities brought about by its integration with sources, installation of “smart” systems is required for measurement and data acquisition, and 156

provision of an appropriate communication infrastructure [3]. This is an extremely important element of the microgrid architecture, allowing monitoring and managing the system operation in real time. In most cases microgrids operate connected with the supplying network. Currently applicable regulations, both in Poland and in other countries, require disconnection of a source in the event of its lost connection to the network [4, 5]. This is mainly due to the technical problems associated with uncontrolled autonomous operation, and above all, the risk of personnel safety hazards and possible damage to equipment in the event of its asynchronous re-connection with the network [3, 6]. On the other hand, with increasing penetration of distributed generation, sources’ autoshutdown during disruptions in the supplying network significantly reduces the reliability of consumers’ supply by electricity companies. The ability to maintain supply from local sources is an advantageous feature of a grid with distributed generation – unused in this case – even if the island operation delivers electricity with less power and lower quality. For industrial consumers this could mean a significant reduction in economic losses caused by potential interruptions of their electricity supply. Intended island operation of microgrids has recently become a subject of lively discussion between electricity companies and consumers. Many publications report benefits of maintaining consumers’ supply despite lost connection to the supplying network , technical possibilities of controlled island operation, and the need to revise the relevant applicable regulations [1, 6, 7, 8]. According to the authors, a microgrid connected to the supplying network and normally operating in connection with it should be capable of autonomous operation in the event of fault in the network resulting in an lost of the supply or lowering the

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

voltage below the immunity curve defined for this microgrid. This paper is devoted to a discussion of the autonomous operation conditions, and the control strategy applicable in such a case. The discussion is illustrated with results of studies carried out in a real low voltage microgrid configured in the Laboratory of Distributed Generation of Lodz University of Technology.

2. Microgrid operation control strategy Microgrids utilise a variety of sources, which, depending on the type of primary energy conversion, are connected to the network through induction generators, synchronous generators, or power converters. The source connection through a voltage source converter (VSC) is one of the most common solutions for controllable sources, as well as uncontrollable sources of renewable solar and wind energy. In such a case the source operation control strategy boils down to appropriate control of the converters, and depends on the source type and microgrid operating mode.

2.1. Microgrid grid connected operation In a microgrid connected to the supplying network no direct voltage and frequency control is required. In this case the source converters are usually operated as current controlled voltage source converters (CC-VSC), in synchronization with the supply voltage, according to P-Q strategy aiming to obtain the appropriate active and reactive powers. Current control may be implemented in various controller types and based on various algorithms. One of the most common options involves rotation components dq0 (Fig. 1). In the circuit shown in Fig. 1 the converter’s reference phase voltage is determined on the basis of mutually orthogonal current components idref and iqref. The references determination algorithm depends on the source type. RES sources usually operate with the maximum active power output available under the circumstances, at the tgj = 0. To determine idref component of the reference current, a Udc voltage controller in the intermediate circuit is used. The local control system uses the MPPT (maximum point of power tracking) algorithm. The sources’ active power output is changed at random, depending on the primary energy variations. Since this type of control is independent from other sources and loads, it is referred to as a non-interactive control [3].

Fig. 1. Block diagram of P-Q strategy based source control

Controllable sources are subject to interactive control. The idref component of reference current is determined by comparison of the active power setpoint and measurement, and iqref component by comparison of respective reactive powers. The idref component can also be determined from voltage change Udc in the source’s intermediate circuit. To generate the inverter’s firing pulses the PWM technique is used, whereby voltage phase angle Θ is determined in the PLL loop. An important feature of source control in CC-VSC mode is natural limitation of the inverter current under disturbances [3, 9]. Reference powers can be set by the operator or determined by the master control system (central controller) so as to minimize costs incurred by the microgrid owner, while appropriate technical conditions of the system operation are ensured [10]. Mathematically, the problem boils down to multi-criteria optimisation under selected constraints. Relevant literature reports various forms of the objective function, depending on the microgrid architecture. In most cases they refer to the minimum generation costs in controllable sources, taking into account the fuel, as well as start-up and operating, costs [11, 12, 13, 14, 15]. The constraints considered in the optimisation process may concern generation parameters (e.g. maximum output power, start-up time), grid parameters (allowable line current-carrying capacity), and electricity quality parameters (voltage deviation in grid nodes) [16]. In this way, such microgrid control is enabled that prevents technical parameters’ excesses, even when the sources’ output exceeds the grid’s capacity to integrate them. Storages installed in the microgrid can support the uncontrollable sources’ operation [17, 18, 19] or contribute to power balancing after various criteria, so called load levelling, peak shaving [20, 21]. To include storage in the optimisation process, the objective function has to be formulated as the minimum energy cost over the concerned time interval [16, 22, 23].

2.2. Autonomous microgrid operation The objective of the control strategy implemented in the source’s stand-alone operation is to ensure power balance and to maintain the preset voltage and frequency in the connection point (U-f strategy) [6, 24]. This requires the control mode known as voltage controlled voltage source inverter (VC-VSC), (Fig. 2) and the source’s reserve power sufficient to cover the power demand changes. The U-f strategy does not ensure internal short circuit current limitation [24].

Fig. 2. Block diagram of U-f strategy based source control 157

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

In a microgrid to which several sources are connected, only one of these can be the reference voltage source. In such a situation, the reference source follows the U-f strategy, while the other sources implement the P-Q strategy. Load changes are covered in a natural way by the reference source, whereas a change in the other sources’ output requires an external signal, e.g. from the central controller [25, 26]. A microgrid’s transition, following its disconnection from the supplying network, to autonomous operation usually requires switching the reference source control mode (from P-Q to U-f). Also known are hierarchical or hybrid control strategies that combine CC-VSC and VC-VSC modes and are common to sources connected to supplying grids and operated in an island mode [9, 27]. The control mode is changed automatically and does not require switching in the control system. Study [28] presents the control of a microturbine as a source of active and reactive power or the reference voltage source. The control system uses two loops: the inner loop is dedicated to current control in a dq coordinate system, and the outer loop is used to control DC voltage in the intermediate circuit. The signal at the output of the outer control loop’s PI controller is the reference signal for id active current component. The reference value of iq current depends on the source’s required reactive power output. Typically for Q = 0 also iq = 0. The inverter voltage’s synchronization with the supplying grid voltage is provided by a PLL loop. In its autonomous operation the microturbine maintains a constant output voltage (U-f control mode). The frequency and rms voltage are controlled. The PI controller of DC voltage reduces the main voltage controller’s reference value in order to avoid the inverter’s saturation. The output voltage frequency is controlled by the virtual PLL block. It should be noted that while reactive power of sources operated in connection with the suppling network may be equal to zero, then in their island operation reactive power control is necessary to obtain active power balance at appropriate voltage parameters. When sources in autonomous mode cannot generate the entire power demanded by loads, the demand must be reduced by shutting down some of the loads. This process, known as load shedding, is implemented in accordance with the adopted strategy of transition to controlled island operation and shut down priorities [6]. Also, an energy storage system can be the reference voltage source. It play an important role in solving technical problems of sources’ integration with the supplying network [20], and their technological development is conducive to practical applications. Two or more sources can actively participate in the microgrid voltage and frequency control [30, 31]. In such a case a control strategy should be implemented that involves appropriate load sharing between the sources. Load distribution control in a system with several sources is a separate issue recently addressed in numerous publications, such as [29, 32, 33, 34, 35]. This issue will be undertaken by the authors in subsequent studies.

3. The test microgrid At the Laboratory of Distributed Generation of Lodz University of Technology [36] a low voltage microgrid was configured in 158

the typical radial setup, connected to which were photovoltaic panels with rated capacity of 6 kWp, a Capostone C30 gas microturbine with rated capacity of 30 kW, a battery energy storage with rated capacity of 10 kW, and linear loads R, L, with power adjustable by a control autotransformer over the range of 0–30 kW (Fig. 3). The photovoltaic panels, as uncontrollable sources, operate continuously with the maximum output available under given conditions. The energy storage is connected to the grid through Sunny Island 4500 inverters. Both the microturbine and the storage are provided with factory implemented control systems, allowing their operation under current and voltage control alike. The microturbine is usually current controlled when operated in grid connected mode. The turbine can be operated with an output setpoint of 0–30 kW, and the output is remotely adjusted by the factory application Capstone Remote Monitoring System, or by a control panel on the turbine. Depending on needs, a daily and weekly operation schedule can be programmed, or the output can be controlled in real time according to a schedule set by an external control system.

Fig. 3. Diagram of the test microgrid

A loss of voltage causes the turbine’s emergency shutdown. Its restarting and adopted operation mode depend on the Power Connect settings: • Grid Connect – turbine resumes operation grid connected as a current source • Stand Alone – turbine is restarted to autonomous operation as the reference voltage source • Dual Mode – turbine operates in either Grid Connect or Stand Alone mode depending on the grid configuration and the reference voltage presence/absence.

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

The grid connected storage operates in RUN_I mode of inverter i and, like the microturbine, it synchronizes with the grid voltage and frequency. The storage’s power intake depends on the battery type and the state of charge. At power outage, the storage can act as a UPS (current limited to 70 A, and maximum UPS duration 5 s), or immediately switch to island operation mode RUN_U as the reference voltage and power source. None of the devices is able to operate under voltage control in the presence of voltage in the to which it is connected. As follows from the foregoing description, the microgrid can operate autonomously in either of the following variants: • the storage is the reference voltage source (RUN_U), and the microturbine operates in the grid connected mode, or • the microturbine operates as a volltage source, i.e. in stand alone mode, and the storage operates in RUN_I mode. The both variants of the test microgrid operation were tested. To assess control capabilities of the devices that can be reference voltage sources, their static characteristics were first measured.

and at charging is –0.56 V/kW, and at discharging –1.27 V/kW. The storage’s voltage characteristics as a function of reactive power is nonlinear highly variable. On the basis of the study it can be concluded that the gas microturbine is a better source of the reference voltage, as it

4. Static characteristics of energy sources The gas microturbine and electrochemical energy storage system were tested, loaded consecutively with a resistance and an inductive reactance over the range corresponding to the sources’ rated capacity. As regards the storage, additional measurements were taken while it was charged from the micro-turbine as the power source. Fig. 4 and 5 show pairs of the gas microturbine’s static characteristics, respectively, U = f(P) and f = f(P), as well as U = f(Q) and f = f(Q). The presented results indicate that the microturbine maintains practically constant frequency throughout the load range, active power and reactive power alike. The frequency characteristics’ slopes are –0.001 Hz/kW i –0.001 Hz/kvar. The micro-turbine voltage changes by –0.13 V/kW and –0.32 V/kvar. Analogous pairs of characteristics determined for the energy storage are shown in Fig. 6-7. As is apparent from the measurements, the change in the storage frequency is –0.1 Hz/kW and –0.01 Hz/kvar. The slope of the storage’s voltage characteristics depends on its operating mode (charging/discharging),

Fig. 4. Static characteristics U = f(P) and f = f(P) of the microturbine

Fig. 5. Static characteristics U = f(Q) and f = f(Q) of the microturbine

Fig. 6. Static characteristics U = f(P) and f = f(P) of the electrochemical energy storage

Fig. 7. Static characteristics U = f(Q) and f = f(Q) of the electrochemical energy storage 159

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

provides more stable power supply conditions (its static characteristics are stiffer) over a wider load range. The microturbine’s disadvantage is that it cannot store energy.

5. Stand-alone operation – object research 5.1. Option I (storage as the reference source in a microgrid) The test was performed assuming a constant power output of P [kW]

1.3

2.8

4.8

6.1

4.2

Q [kvar]

0.9

2.6

4.6

5.9

4.0

storage system, which for most of the measurement period served as a receiver, i.e. it stored surplus energy in the microgrid. At a transitory load increase above 6.6 kW, the storage had become an energy source. Fig. 9 shows reactive power balance in the microgrid in the considered period. The microturbine reactive power (0.25 kvar) corresponds to the reactive power lost in its connection circuit. Similarly, the photovoltaic source reactive power (changing in the range of 390–580 var) corresponds to the reactive power lost in the PV connection circuit. The storage compensates the changes of the reactive power in the microgrid. On the basis of the measurements, static characteristics U = f(S) and f = f(S) of the energy storage as the reference voltage

Tab. 1. Load changes in the test for option I of the microgrid operation

the microturbine: Pt = 2,7 kW and Qt = 0. The photovoltaic panels’ active power output ranged PPV = 2,8–3,7 kW, at reactive power QPV = 0. The loads were changed five times during the test, and are specified in Tab. 1. Active power balance in the microgrid at the load changes is shown in Fig. 8. It evidences the balancing role of the energy 12 000 P microturbine P storage P photovoltaics P load

10 000 8 000 6 000

P [W]

4 000 2 000 0

source were depicted (Fig. 10). They illustrate the clear dependence of the voltage and frequency on the load level. Slopes of the voltage and frequency characteristics are –7.2 V/kVA and –0.2 Hz/kVA, respectively.

-2 000 -4 000 -6 000 -8 000 13:00

13:05

13:10

13:15

13:20 13:25 t [hh:mm]

13:30

13:35

13:40

13:45

Fig. 8. Active power balance in the microgrid, option I

Q microturbine Q storage Q photovoltaics Q load

10 000 8 000 6 000

2 000 0 -2 000 -4 000 -6 000

13:05

13:10

13:15

13:20

13:25

13:30

13:35

t [hh:mm]

Fig. 9. Reactive power balance in the microgrid, option I 160

5.9

9.5

13.6

4.2

Q [kvar]

5.3

8.1

11.5

3.9

5.2. Option II (microturbine as the reference source in a microgrid)

4 000

-8 000 13:00

P [kW]

Tab. 2. Load changes in the test for option I of the microgrid operation

12 000

Q [var]

Fig. 10. Static characteristics of the energy storage, microgrid operation option I

13:40

13:45

Loads were consequently changed during the test according to the schedule in Tab. 2. The PV source output power changed from PPV = 2,6 kW to PPV = 0,25 kW. The storage was switched on at 14:37 and was retrieving charging power (operated as a receiver). Fig. 11 and 12 show, respectively, the active and reactive power balances in the microgrid at load changes. In this microgrid operation option the microturbine, as a voltage source, acts as the balancing element and compensates active and reactive power changes.

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

25 000 20 000 15 000 10 000

The microturbine provides a greater range of output power, and the possibility of long-term autonomous operation, when the load exceeds the other sources’ output. When the sources’ output is high, and the load is low, a storage system needs to be installed as an energy receiver, or the sources’ output has to be reduced.

P microturbine P storage P photovoltaics P load

P [W]

5 000 0 -5 000

6. Final conclusions

-10 000 -15 000 -20 000 -25 000 14:20

14:25

14:30

14:35 14:40 t [hh:mm]

14:45

14:50

14:55

Fig. 11. Active power balance in the microgrid, option II 15 000

10 000

Q microturbine Q storage Q photovoltaics Q load

Q [var]

5 000

-5 000

-10 000

-15 000 14:20

Low-voltage power microgrids with distributed energy sources offer new opportunities and can help to increase the reliability of electricity supply to customers. A microgrid can maintain the supply to customers while they are disconnected from the commercial power network, provided there is an adequate capacity of its sources and an appropriate control strategy. The studies conducted on the test microgrid at the Laboratory of Distributed Generation, Institute of Electrical Power Engineering of Lodz University of Technology allowed determining the properties of a gas microturbine and battery energy storage as potential reference voltage sources during the microgrid’s short-term standalone operation. The study results are the basis for further research aiming to determine a method for selecting a microgrid architecture and control strategy taking into account interaction of energy storage and controllable sources. REFERENCES

14:25

14:30

14:35

14:40

14:45

14:50

14:55

t [hh:mm]

Fig. 12. Reactive power balance in the microgrid, option II

Fig. 13. Static characteristics of the microturbine, microgrid operation option II

Static characteristics U = f(S) i f = f(S) of the microturbine as the reference source are shown in Fig. 13. The dependence of the voltage and frequency on the load is much lower in this case and amounts to –0.3 V/kVA and –0.002 Hz/kVA. Both the microturbine and battery energy storage, as the reference voltage sources, can balance power in the microgrid.

1. Driesen J., Katiraei F., Design for Distributed Energy Resources, IEEE Power & Energy Magazine 2008, No. 8. 2. Bollen M.H-J., Yang Y., Hassan F., Integration of Distributed Generation in the Power System – A Power Quality Approach, Proc. 13th International Conference on Harmonics and Quality of Power, Wollongong, Australia 28.09-1.10 2008. 3. Katiraei F. et al., Microgrid Management. Controls and Operation Aspects of Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine, May/June 2008. 4. IEEE Standard 1547: Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. 5. IRiESD, Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych [IRiESD Distribution Grid Code], PGE Łódź – Teren, 2009. 6. Balaguer I.J. et al., Intelligent Control for Intentional Islanding Operation of Microgrids, ISCET 2008. 7. Gomez J.C., Morcos M.M., Distributed Generation: Exploitation of Islanding Operation Advantages, IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America, 2008. 8. Piargi P., Lasseter R.H., Autonomous Control of Microgrids, IEEE PES General Meeting, 2006. 9. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. on Power Delivery April 2008, Vol. 23, No. 2. 10. Colson C.M., Nehir M.H., A Review of Challenges to Real-Time power Management of Microgrids, IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009. 11. Alvarez E. et al., On-line Minimization of Running Costs, Greenhouse Gas Emission and the Impact of Distributed Generation using Microgrids on the Electrical System, IEEE PES/IAS Conference on Sustainable Alternative Energy, 28–30.09.2009. 161

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

12. Gu W., Wu Z., Yuan X., Microgrid Economic Optimal Operation of the Combined Heat and Power System with Renewable Energy, IEEE Power Energy Soc. Gen. Meet., 25–29 July 2010. 13. Hernandez-Aramburo C.A., Green T.C., Fuel Consumption Minimisation of a Micro-grid, Industry Application Conference, 39th IAS Annual Meeting, 3–7.10.2004. 14. Mohamed F.A., Koivo H.N., On-line Management of MicroGrid with Battery Storage Using Multiobjective Optimisation, International Conference on Power Engineering, Energy and Electrical Drive POWERENG 2007, 12–14.04.2007. 15. Vahedi H., Noroozian R., Hosseini S.H., Optimal Management of MicroGrid Using a Differential Evolution Approach, 7th International Conference on the European Energy Market (EEM), 23–25 June 2010. 16. Gburczyk P. et al., Management System as a Means for the Integration of Distributed Energy Sources with Low Voltage Network, IEEE International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU ’2011), Lisbon (Portugal), 17–19 October 2011, pp. 1–5. 17. Barote L., Georgescu M., Marinescu C., Smart Storage Solution for Wind Systems, IEEE Power Tech Conference, Bucharest, Romania, 28.06–2.07 2009. 18. Faias S. et al., Evaluation of Energy Storage Devices for Renewable Energies Integration, Application to a Portuguese Wind Farm, 5th Int. Conference on European Electricity Market (EEM 2008), Lisbon, Portugal, 2008. 19. Qian K. et al., Benefts of Energy Storage in Power Systems with High Level of Intermittent Generation, 20th Int. Conference on Electricity Distribution (CIRED2009), Praque, 8–11.06.2009. 20. Wasiak I., Pawełek R., Mieński R., Zasobniki energii w mikrosystem-ach elektroenergetycznych [Energy storage in power systems], conference “Current Problems in Power Engineering”, Jurata, 8–10 June 2011, pp. 159–166. 21. Zamora R., Srivastava A.K., Controls for Microgrids with Storage: Review, Challenges, and Research Needs, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2010, No. 14, pp. 2009–2018. 22. Chakraborty S., Simoes M.G., PV-Microgrid Operational Cost Minimization by Neural Forecasting and Heuristic Optimisation, Industry Applications Society Annual Meeting, IAS ’08 IEEE, 2008. 23. Guan X., Xu Z., Jia Q.-S., Energy-efficient Buildings Facilitated by Microgrid, IEEE Trans. on Smart Grid 2011, Vol. 2, No. 1. 24. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. On Power Delivery, Vol. 23, No. 2, April 2008. 25. Chowdhury S.P. et al., Operation and control of DG based power island in Smart Grid environment, 20th Int. Conference and Exhibition on Electricity Distribution, CIRED 2009. 26. Ghadimi A.A., Razavi F., Ghafarpour R., Control of Islanded Inverter Interfaced Distributed Generation Units For Power Quality Improvement, 14th Int. Conference on Harmonics and Quality of Power, ICHQP 2010. 27. Delghavi M.B., Yazdani A., A Unified Control Strategy for Electronically Interfaced Distributed Energy Resources, IEEE Trans. on Power Delivery 2012, Vol. 27, No. 2. 28. Gaonkar D.N., Patel R.N., Pillai G.N., Dynamic Model of Microturbine Generation System for Grid Connected/islanding operation, IEEE Int. Conference on Industrial Technology, ICIT 2006. 162

29. Sao C.K., Lehn P.W., Control and Power Management of Converter Fed Microgrids, IEEE Trans. on Power Systems August 2008, Vol. 23, No. 3. 30. Katiraei F., Iravani R., Power Management Strategies for a Microgrid with Multiple Distributed Generation Units, IEEE Transaction on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4. 31. Pecas Lopes J.A., Moreira C.L., Madureira A.G., Defning Control Strategies for Microgrids Islanded Operation, IEEE Transaction on Power System May 2006, Vol. 21, No. 2. 32. Brabandere K. et al., A Voltage and Frequency Droop Control Method for Parallel Inverters, IEEE Transaction on Power Electronics July 2007, Vol. 22, No. 4. 33. Majumder R. et al., Load Sharing and Power Quality Enhanced Operation of a Distributed Microgrid, IET Renewable Power Generation 2009, Vol. 3, Iss. 2. 34. Majumder R. et al., Droop Control of Converter-Interfaced Microsources in Rural Distributed Generation, IEEE Trans. on Power Delivery October 2010, Vol. 25, No. 4. 35. Vandoorn T. et al., A Control Strategy for Islanded Microgrids with DClink Voltage Control, IEEE Trans. on Power Delivery April 2011, Vol. 26, No. 2. 36. Pawełek R. et al., Mikrosystem – węzeł energetyczny w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, [Microgrid – a power node at Institute of Electrical Power Engineering of Łódź University of Technology] conference “Current Problems in Power Engineering”, Jurata, 8–10 June 2011, pp. 143–150.

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

Irena Wasiak Lodz University of Technology e-mail: irena.wasiak@p.lodz.pl Graduated from Lodz University of Technology. Throughout her professional career so far a researcher/lecturer at the Institute of Electrical Power Engineering of the university (LUT). She has gained the doctor and habilitated doctor degrees in power engineering. In 2002–2008 she was Deputy Dean of the Faculty of Electrical Engineering, Electronics, Computer Science and Automatics of the university. Currently she is the Head of the Institute of Electrical Power Engineering. A member of IET (The Institution of Engineering and Technology) the Committee for Electricity Quality and Effective Utilisation of Association of Polish Electrical Engineers (SEP) and an associate member of the Power System Section of PAN Polish Academy of Sciences. The deputy editor-in-chief of Electrical Power Quality and Utilisation journal and the co-chairman of an international conference under the same name. The area of her research activities includes power quality, integration of distributed energy sources in power grids, and power microgrid operation.

Ryszard Pawełek Lodz University of Technology e-mail: ryszard.pawelek@p.lodz.pl A graduate of the Faculty of Electrical Engineering of the Lodz University of Technology (1977). Currently an assistant professor at the Institute of Electrical Power Engineering of his alma mater, and the Institute’s Deputy Director. The area of his research interest includes power quality, distributed generation, and power microgrids. A chair of The Polish Committee for Electricity Quality and Effective Utilisation of Association of Polish Electrical Engineers (SEP), and the Committee’s VicePresident for Science. A SEP Association of Polish Electrical Engineers expert in electricity quality.

Paweł Kelm Lodz University of Technology e-mail: pawel.kelm@p.lodz.pl A graduate of the Faculty of Electrical Engineering, Electronics, Computer Science and Automatics of Lodz University of Technology (2004). He gained his PhD at his alma mater (2012). A former researcher/lecturer at the University of Strathclyde in Glasgow (2007-2008). Currently an assistant professor at the Institute of Electrical Power Engineering of Lodz University of Technology. The area of his research interest: electricity quality, distributed generation, microgrids, and lighting technology.

163

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 156–163. When referring to the article please refer to the original text. PL

Praca autonomiczna mikrosystemów elektroenergetycznych niskiego napięcia Autorzy

Irena Wasiak Ryszard Pawełek Paweł Kelm

Słowa kluczowe

mikrosystemy elektroenergetyczne, praca wyspowa, sterowanie pracą mikrosystemów, zasobniki energii

Streszczenie

W artykule autorzy przedstawili możliwości pracy autonomicznej mikrosystemów niskiego napięcia. Omówiono strategie sterowania źródłami energii, przyłączonymi do sieci za pomocą przekształtników, podczas pracy w połączeniu z siecią zasilającą oraz podczas pracy wyspowej. Zaprezentowano wyniki badań przeprowadzonych w mikrosystemie skonfigurowanym w Laboratorium Generacji Rozproszonej Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej. Badania wykonano w dwóch wariantach: w pierwszym źródłem napięcia referencyjnego była mikroturbina, w drugim elektrochemiczny zasobnik energii.

1. Wprowadzenie Wzrost penetracji źródeł rozproszonych prowadzi do decentralizacji systemu elektroenergetycznego i zmiany charakteru dystrybucyjnych sieci odbiorczych z sieci pasywnych na aktywne. Sieć aktywna, w której realizowane są procesy generacji, przesyłu i rozdziału oraz użytkowania energii, tworzy mikrosystem elektroenergetyczny. Mikrosystem integruje rozproszone źródła energii, w tym energii odnawialnych, sterowalne i niesterowalne odbiory oraz zasobniki energii. Topologia i charakterystyka mikrosystemu zależy od jego przeznaczenia. Wyróżnić można mikrosystemy należące do operatora i stanowiące fragment sieci dystrybucyjnej, a także mikrosystemy zasilające odbiorców przemysłowych i komunalno-bytowych [1]. W porównaniu z tradycyjnymi sieciami odbiorczymi, architektura mikrosystemów zapewnia nowe możliwości funkcjonowania, obejmujące zarówno sterowanie wytwarzaniem, jak i zapotrzebowaniem na energię elektryczną w sposób zapewniający właścicielowi korzyści techniczne i ekonomiczne. Przyłączanie źródeł energii do sieci dystrybucyjnych wiąże się z występowaniem zjawisk, które mogą wpłynąć na niezawodność zasilania i jakość energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców. W dużej mierze zjawiska te wynikają ze specyfiki źródeł wykorzystujących energie odnawialne, takich jak elektrownie wiatrowe lub słoneczne, charakteryzujących się zmiennością mocy wytwarzanej w zależności od dostępności i zmienności energii pierwotnej. Dla każdej sieci można wyznaczyć dopuszczalną moc źródeł, których przyłączenie nie pogorszy warunków pracy tej sieci i przekroczenia wartości charakteryzujących ją parametrów. Moc ta jest miarą zdolności sieci do integracji źródeł (tzw. hosting capacity [2]). Zapewnienie właściwej pracy sieci elektroenergetycznej, przy uwzględnieniu wzajemnych oddziaływań, ale też możliwości, jakie niesie ze sobą integracja źródeł i sieci, wymaga zainstalowania inteligentnych układów do pomiaru i akwizycji danych oraz stworzenia odpowiedniej

164

infrastruktury komunikacyjnej [3]. Jest to niezwykle ważny element architektury mikrosystemu, pozwalający na monitorowanie i zarządzanie pracą układu w czasie rzeczywistym. W większości przypadków mikrosystemy pracują w połączeniu z siecią zasilającą. Obowiązujące aktualnie przepisy zarówno w Polsce, jak i w innych krajach wymagają wyłączenia źródła w przypadku utraty połączenia z siecią [4, 5]. Wynika to głównie z problemów technicznych, jakie wiążą się z niekontrolowaną pracą wyspową, a przede wszystkim z ryzyka wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa personelu i możliwości uszkodzenia urządzeń w przypadku niesynchronicznego ponownego połączenia z siecią [3, 6]. Z drugiej jednak strony, przy wzroście penetracji generacji rozproszonej, automatyczne wyłączenia źródeł w trakcie zakłóceń w sieci zasilającej znacząco, obniżają niezawodność zasilania odbiorców przez przedsiębiorstwo energetyczne. Możliwość utrzymania zasilania z lokalnych źródeł jest korzystną cechą sieci z generacją rozproszoną – niewykorzystaną w takim przypadku – nawet jeśli praca wyspowa odbywa się za zmniejszoną mocą dostarczanej i pogorszonej jakości energii. Dla odbiorców przemysłowych może to oznaczać znaczące zmniejszenie strat ekonomicznych, spowodowanych potencjalną przerwą w dostawie energii elektrycznej. Zamierzona praca wyspowa mikrosystemów stała się w ostatnim czasie przedmiotem ożywionej dyskusji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi i odbiorcami energii elektrycznej. W wielu publikacjach wskazuje się na korzyści wynikające z utrzymania zasilania odbiorców pomimo utraty połączenia z siecią zasilającą, techniczne możliwości kontrolowanej pracy wyspowej i potrzebę rewizji obowiązujących w tym zakresie przepisów [1, 6, 7, 8]. Zdaniem autorów mikrosystem przyłączony do sieci zasilającej i pracujący normalnie w połączeniu z tą siecią powinien mieć możliwość pracy autonomicznej w razie zakłóceń w sieci skutkujących przerwą w zasilaniu

lub obniżeniem napięcia poniżej zdefiniowanej dla tego mikrosystemu krzywej odporności. Niniejszy artykuł poświęcony jest omówieniu warunków pracy autonomicznej i stosowanej w tym przypadku strategii sterowania. Rozważana ilustrowane są wynikami badań przeprowadzonych w rzeczywistym mikrosystemie niskiego napięcia, skonfigurowanym w Laboratorium Generacji Rozproszonej Politechniki Łódzkiej. 2. Strategia sterowania pracą mikrosystemu W mikrosystemach stosowane są różne rodzaje źródeł, które w zależności od rodzaju konwersji energii pierwotnej przyłączane są do sieci przez generatory indukcyjne, generatory synchroniczne lub przekształtniki energoelektroniczne. Przyłączenie źródła za pomocą przekształtnika (ang. Voltage Source Converter, VSC) jest jednym z częściej występujących rozwiązań zarówno dla źródeł sterowalnych, jak i niesterowalnych, wykorzystujących energie odnawialne słońca i wiatru. Strategia sterowania pracą źródeł sprowadza się w takim przypadku do odpowiedniego sterowania przekształtnikami i zależy od rodzaju źródła oraz trybu pracy mikrosystemu. 2.1. Praca mikrosystemu w połączeniu z siecią zasilającą W mikrosystemie połączonym z siecią zasilającą nie jest wymagane bezpośrednie sterowanie napięciem i częstotliwością. W takim przypadku przekształtniki źródeł pracują zazwyczaj w trybie sterowania prądowego (ang. Current Controlled Voltage Source Converters, CC-VSC), w synchronizacji z napięciem sieci zasilającej, według strategii P-Q, której celem jest uzyskanie odpowiednich wartości mocy czynnej i biernej. Sterowanie prądowe może być zaimplementowane w różnych typach regulatorów i realizowane z wykorzystaniem różnych algorytmów. Jednym z częściej stosowanych wariantów jest wykorzystanie składowych wirujących dq0 (rys. 1).

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

Rys. 1. Schemat blokowy sterowania źródła według strategii P-Q

W układzie przedstawionym na rys. 1 wyznacza się wartości referencyjne napięcia fazowego przekształtnika na podstawie wzajemnie ortogonalnych składowych prądu idref oraz iqref. Algorytm wyznaczania wielkości referencyjnych zależy od rodzaju źródła. Źródła energii odnawialnych pracują zwykle z maksymalną mocą czynną, którą można uzyskać w danych warunkach, przy tgφ = 0. Do wyznaczenia składowej i dref prądu referencyjnego wykorzystuje się regulator napięcia Udc w obwodzie pośredniczącym źródła. Układ sterowania lokalnego wykorzystuje algorytm MPPT (ang. Maximum Point of Power Tracking). Moc wyjściowa czynna źródeł zmienia się w sposób losowy, w zależności od zmienności energii pierwotnej. Ponieważ ten rodzaj sterowania jest niezależny od innych źródeł i odbiorów, określa się go mianem sterowania nieinteraktywnego [3]. W źródłach sterowalnych realizowane jest sterowanie interaktywne. Składowa idref prądu referencyjnego wynika z porównania wartości mocy czynnej zadanej i pomierzonej, zaś składowa iqref z porównania odpowiednich wartości mocy biernych. Składową idref można także wyznaczyć na podstawie zmian napięcie Udc obwodu pośredniczącego źródła. Do generowania impulsów zapłonowych przekształtnika wykorzystuje się technikę PWM, przy czym kąt fazowy napięcia θ wyznaczany jest w pętli PLL. Istotną cechą sterowania źródeł w trybie CC-VSC jest naturalne ograniczenie prądu przekształtnika w warunkach zakłóceniowych [3, 9]. Wartości referencyjne mocy mogą być zadawane przez operatora lub wyznaczane przez nadrzędny układ sterowania (regulator centralny), w sposób minimalizujący koszty ponoszone przez właściciela mikrosystemu, przy zapewnieniu prawidłowych technicznych warunków pracy układu [10]. Matematycznie problem sprowadza się do optymalizacji wielokryterialnej przy zadanych ograniczeniach. W literaturze można spotkać różne postacie funkcji celu, zależne od architektury mikrosystemu. W większości przypadków dotyczą one minimalizacji kosztów produkcji mocy w źródłach sterowalnych, przy uwzględnieniu kosztów paliwa, a także kosztów rozruchu i kosztów operacyjnych [11, 12, 13, 14, 15]. Ograniczenia uwzględniane w procesie optymalizacji mogą dotyczyć parametrów wytwórczych źródeł (np. moc maksymalna, czas rozruchu), parametrów sieci (dopuszczalna

obciążalność prądowa linii) oraz wielkości charakteryzujących jakość energii elektrycznej (odchylenia napięcia w węzłach sieci) [16]. W ten sposób uzyskuje się możliwość takiego sterowania pracą mikrosystemu, żeby nie dopuścić do występowania przekroczeń parametrów technicznych, nawet wówczas, gdy moc źródeł przekracza możliwości sieci do ich integracji. Zasobniki zainstalowane w mikrosystemie mogą wspomagać pracę źródeł niesterowalnych [17, 18, 19] lub uczestniczyć w bilansowaniu mocy według różnych kryteriów (ang. load levelling, peak shaving) [20, 21]. Uwzględnienie zasobników w procesie optymalizacji wymaga sformułowania funkcji celu jako minimalizacji kosztów energii w rozpatrywanym przedziale czasu [16, 22, 23]. 2.2. Praca autonomiczna mikrosystemu Celem strategii sterowania, jakie stosuje się w pracy autonomicznej źródła, jest zapewnienie bilansu mocy oraz utrzymanie zadanej wartości napięcia i częstotliwości w punkcie przyłączenia (strategia U-f) [6, 24]. Wymaga to napięciowego trybu sterowania przekształtnikiem źródła (ang. Voltage Controlled Voltage Source Conveter, VC-VSC) (rys. 2) oraz odpowiedniej rezerwy mocy źródła do pokrycia zmian mocy zapotrzebowanej. Strategia U-f nie zapewnia wewnętrznego ograniczenia prądu zwarciowego [24]. W mikrosystemie, do którego przyłączonych jest kilka źródeł, tylko jedno może być źródłem napięcia referencyjnego. W takiej sytuacji źródło referencyjne pracuje według strategii U-f, zaś pozostałe źródła realizują strategię P-Q. Zmiany obciążenia w naturalny sposób pokrywane są przez źródło referencyjne, natomiast zmiana mocy pozostałych źródeł wymaga sygnału zewnętrznego, np. z regulatora centralnego [25, 26]. Przejście mikrosystemu po utracie połączenia z siecią zasilającą na pracę

wyspową wymaga zwykle przełączenia sterowania źródła referencyjnego (z trybu P-Q na U-f). Znane są także hierarchiczne lub hybrydowe strategie sterowania, łączące tryby CC-VSC oraz VC-VSC i wspólne dla pracy źródła w połączeniu z siecią zasilającą i dla pracy wyspowej [9, 27]. Zmiana sposobu sterowania odbywa się w sposób automatyczny i nie wymaga przełączeń w układzie sterowania. W pracy [28] zaprezentowano sposób sterowania mikroturbiny, jako źródła mocy czynnej i biernej lub źródła napięcia referencyjnego. W układzie sterowania wykorzystuje się dwie pętle: wewnętrzna dedykowana jest regulacji prądu w układzie współrzędnych dq, a zewnętrzna służy do regulacji napięcia stałego w obwodzie pośredniczącym. Sygnał uzyskany na wyjściu regulatora PI zewnętrznej pętli sterowania stanowi sygnał referencyjny dla składowej czynnej prądu id. Wartość referencyjna dla prądu iq zależy natomiast od wymaganej wartości mocy biernej, generowanej przez źródło. Najczęściej dla Q = 0 również iq = 0. Synchronizację napięcia inwertora z napięciem sieci zasilającej zapewnia pętla PLL. W czasie pracy wyspowej mikroturbina utrzymuje stałą wartość generowanego napięcia (tryb sterowania U-f). Regulowane są częstotliwość i wartość skuteczna napięcia. Regulator PI napięcia stałego powoduje obniżenie wartości referencyjnej dla głównego regulatora napięcia, w celu uniknięcia nasycenia inwertora. Regulację częstotliwości napięcia generowanego zapewnia wirtualny blok PLL. Należy zauważyć, że o ile w czasie pracy w połączeniu z siecią zasilającą moc bierna źródeł może być równa zeru, o tyle w czasie pracy wyspowej regulacja mocy biernej jest niezbędna do uzyskania bilansu mocy czynnej, przy odpowiednich parametrach napięcia. W razie braku możliwości generacji pełnej mocy zapotrzebowanej przez odbiory w czasie pracy wyspowej konieczne jest zmniejszenie tej mocy przez wyłączenie niektórych odbiorów. Proces taki, nazywany zrzutem obciążenia (ang. load shedding), jest realizowany zgodnie z przyjętą strategią przejścia do kontrolowanej pracy wyspowej i priorytetem wyłączania [6]. Źródłem napięcia referencyjnego może być także zasobnik energii. Zasobniki odgrywają istotną rolę w rozwiązywaniu technicznych problemów integracji źródeł z siecią zasilającą [20], a ich rozwój technologiczny sprzyja praktycznemu wykorzystaniu. W regulacji napięcia i częstotliwości w mikrosystemie mogą aktywnie uczestniczyć dwa lub więcej źródeł [30, 31]. W takim przypadku należy zastosować strategię sterowania polegającą na odpowiednim rozdziale

Rys. 2. Schemat blokowy sterowania źródła według strategii U-f

165

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

4. Charakterystyki statyczne źródeł energii Badania mikroturbiny gazowej i elektrochemicznego zasobnika energii wykonano kolejno przy obciążeniu czysto rezystancyjnym, a następnie reaktancyjnym o charakterze indukcyjnym, w zakresie odpowiadającym znamionowej obciążalności źródeł. W przypadku zasobnika dodatkowo wykonano pomiary dla stanu ładowania, wykorzystując mikroturbinę jako źródło mocy. Na rys. 4 i 5 pokazano pary charakterystyk statycznych mikroturbiny gazowej, odpowiednio U = f(P) i f = f(P) oraz U = f(Q) i f = f(Q). Prezentowane wyniki wskazują, że mikroturbina utrzymuje praktycznie stałą wartość częstotliwości w całym zakresie obciążenia, zarówno mocą czynną, jak i bierną. Nachylenia charakterystyk częstotliwościowych wynoszą –0,001 Hz/kW i –0,001 Hz/kvar. Zmiana napięcia mikroturbiny wynosi –0,13 V/kW oraz –0,32 V/kvar. Analogiczne pary charakterystyk, wyznaczone dla zasobnika energii, przedstawiono na rys. 6–7. Jak wynika z pomiarów, zmiana częstotliwości napięcia zasobnika wynosi –0,1 Hz/kW oraz –0,01 Hz/kvar. Nachylenie charakterystyki napięciowej zasobnika zależy od fazy pracy (ładowanie/rozładowanie) i w zakresie ładowania wynosi –0,56 V/kW, a w zakresie obciążenia –1,27 V/kW. Przebieg charakterystyki napięciowej zasobnika w funkcji mocy biernej jest nieliniowy i wykazuje dużą zmienność.

240

52,0 U f

235

51,5

230

51,0

225

50,5

220

50,0

215

49,5

210

49,0

205

48,5

200 0

5000

10000

15000 P[W]

20000

f[Hz]

3. Mikrosystem testowy W Laboratorium Generacji Rozproszonej Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej [36] skonfigurowano mikrosystem niskiego napięcia o typowej konfiguracji promieniowej, do którego przyłączono: panele fotowoltaiczne o mocy znamionowej 6 kWp, mikroturbinę gazową Capostone C30 o mocy znamionowej 30 kW, bateryjny zasobnik energii o mocy znamionowej 10 kW oraz odbiory liniowe R, L, których moc może być zmieniana za pomocą autotransformatora regulacyjnego w zakresie 0–30 kW (rys. 3). Panele fotowoltaiczne jako źródła niesterowalne pracują w sposób ciągły z mocą maksymalną, możliwą do uzyskania w danych warunkach. Zasobnik energii jest przyłączany do sieci przez inwertory Sunny Island 4500. Zarówno mikroturbina, jak i zasobnik wyposażone są w fabrycznie zaimplementowane układy sterowania, umożliwiające pracę zarówno w trybie sterowania prądowego, jak i napięciowego. Tryb sterowania prądowego mikroturbiny jest realizowany zwykle podczas pracy w połączeniu z siecią zasilającą (ang. Grid Connected Mode). Turbina może pracować z zadaną mocą w zakresie 0–30 kW, przy czym zmiany mocy są realizowane zdalnie za pomocą fabrycznej aplikacji Capstone Remote Monitoring System, ewentualnie przez panel sterowniczy znajdujący się na turbinie. W zależności od potrzeb można zaprogramować dobowy i tygodniowy harmonogram pracy lub sterować mocą na bieżąco, według harmonogramu wyznaczonego przez zewnętrzny układ sterowania. Zanik napięcia zasilającego powoduje awaryjne zatrzymanie się turbiny. Ponowne uruchomienie i tryb przyjętej pracy uzależnione są od nastaw parametru Power Connect: • Grid Connect – turbina powraca do pracy w połączeniu z siecią jako źródło prądowe • Stand Alone – turbina rozpoczyna pracę

autonomiczną i jest źródłem napięcia referencyjnego • Dual Mode – w zależności od konfiguracji sieci oraz obecności/braku napięcia referencyjnego, turbina pracuje w trybie Grid Connect albo Stand Alone. Zasobnik połączony z siecią zasilającą pracuje w trybie RUN_I inwertora i, podobnie jak mikroturbina, synchronizuje się z napięciem i częstotliwością sieci. Pobór prądu przez zasobnik zależy od typu i stanu naładowania baterii. Przy zaniku napięcia sieci zasobnik może pełnić funkcję UPS (prąd ograniczony jest do 70 A, a czas pracy w trybie UPS wynosi maksymalnie 5 s), bądź od razu przejść do trybu pracy wyspowej RUN_U jako źródło napięcia referencyjnego i mocy. Żadne z urządzeń nie umożliwia pracy w trybie sterowania napięciowego przy obecności napięcia w sieci, do której jest przyłączone. Jak wynika z przedstawionego opisu, praca autonomiczna mikrosystemu jest możliwa w dwóch wariantach: • zasobnik jest źródłem napięcia referencyjnego (RUN_U), a mikroturbina pracuje w trybie Grid Connected Mode • mikroturbina jest źródłem napięciowym (ang. Stand Alone Mode), a zasobnik pracuje w trybie RUN_I. Badania pracy mikrosystemu testowego przeprowadzono w obu wariantach. Dla oceny możliwości regulacyjnych urządzeń, które mogą być źródłem napięcia referencyjnego, w pierwszej kolejności pomierzono ich charakterystyki statyczne.

U[V]

obciążenia pomiędzy źródła. Sterowanie rozdziałem obciążenia w układzie wielu źródeł stanowi odrębne zagadnienie i jest w ostatnim czasie przedmiotem wielu publikacji, m.in. [29, 32, 33, 34, 35]. Zagadnienie to zostanie podjęte przez autorów w kolejnych pracach.

48,0 30000

25000

Rys. 4. Charakterystyki statyczne U = f(P) i f = f(P) mikroturbiny

52,0 U f

U[V]

235

51,0

225

50,5

220

50,0

215

49,5

210

49,0

205

48,5

200 0

Rys. 3. Schemat mikrosystemu do badań testowych

166

51,5

230

5000

10000 Q[var]

Rys. 5. Charakterystyki statyczne U = f(Q) i f = f(Q) mikroturbiny

15000

48,0 20000

f [Hz]

240

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

240 U f

51,5

230

51,0

225

50,5

220

50,0

215

49,5

210

49,0

205

48,5

200 -4000

-2000

2000

4000 P[W]

6000

f [Hz]

235

U[V]

obwodzie przyłączeniowym. Analogicznie, moc bierna źródła fotowoltaicznego (zmieniająca się w zakresie 390–580 Var) odpowiada mocy biernej traconej w przyłączu. Zasobnik bilansuje zmiany mocy biernej w mikrosystemie. Na podstawie przeprowadzonych pomiarów sporządzono charakterystyki statyczne U = f(S) i f = f(S) zasobnika energii jako źródła napięcia referencyjnego (rys. 10). Występuje w nich wyraźna zależność wartości napięcia i częstotliwości od poziomu obciążenia. Nachylenie charakterystyki napięciowej jest równe –7,2 V/kVA, a częstotliwościowej –0,2 Hz/kVA.

52,0

48,0 10000

8000

Rys. 6. Charakterystyki statyczne U = f(P) i f = f(P) elektrochemicznego zasobnika energii

240

52,0 U f

51,5

230

51,0

225

50,5

220

50,0

215

49,5

210

49,0

205

48,5

200 0

2000

4000

6000

f [Hz]

U[V]

235

48,0 10000

8000

Q[var]

Rys. 7. Charakterystyki statyczne U = f(Q) i f = f(Q) elektrochemicznego zasobnika energii

5. Praca autonomiczna – badania obiektowe 5.1. Wariant I (źródłem referencyjnym w mikrosystemie jest zasobnik) Test przeprowadzono przy założeniu stałej mocy generowanej przez turbinę: Pt = 2,7 kW i Qt = 0. Moc czynna wytwarzana przez panele fotowoltaiczne wahała się w granicach PPV = 2,8–3,7 kW, przy mocy biernej QPV = 0. W czasie testu zmieniano pięciokrotnie moce obciążenia, ich wartości podano w tab. 1. Bilans mocy czynnej w mikrosystemie przy zmianach mocy odbiornika pokazano na rys. 8. Widoczna jest na nim bilansująca rola zasobnika, który przez większość

okresu pomiarowego pełnił funkcję odbiornika, tzn. magazynował nadmiar energii w mikrosystemie. Przy krótkotrwałym wzroście obciążenia powyżej 6,6 kW zasobnik stał się źródłem energii. Na rys. 9 przedstawiono bilans mocy biernej w mikrosystemie w badanym okresie. Moc bierna mikroturbiny (równa 0,25 kVar) odpowiada mocy biernej traconej w jej

12 000 P mikroturbiny P zasobnika P fotowoltaiki P odbiornika

10 000 8 000 6 000 4 000 P [W]

Na podstawie przeprowadzonych badań można stwierdzić, że mikroturbina gazowa jest lepszym źródłem napięcia referencyjnego, gdyż zapewnia bardziej stabilne warunki zasilania odbiorów (posiada sztywniejsze charakterystyki statyczne) w szerszym zakresie obciążenia. Wadą mikroturbiny jest brak możliwości magazynowania energii.

5.2. Wariant II (źródłem referencyjnym w mikrosystemie jest mikroturbina) Harmonogram zmian mocy obciążenia w czasie testu obejmował kolejno wartości podane w tab. 2. Moc wytwarzana przez źródło PV zmieniała się w zakresie od PPV = 2,6 kW do PPV = 0,25 kW. Zasobnik został załączony o godz. 14:37 i po załączeniu pobierał moc ładowania (pracował jako odbiornik). Na rys. 11 pokazano bilans mocy czynnej, a na rys. 12 bilans mocy biernej w mikrosystemie przy zmianach mocy odbiornika. W tym wariancie pracy mikrosystemu mikroturbina jako źródło napięciowe pełni funkcję elementu bilansującego i pokrywa zmiany mocy czynnej i biernej. Charakterystyki statyczne U = f(S) i f = f(S) mikroturbiny jako źródła referencyjnego przedstawiono na rys. 13. Zależność wartości napięcia i częstotliwości od poziomu obciążenia jest w tym przypadku znacznie mniejsza i wynosi odpowiednio –0,3 V/kVA oraz –0,002 Hz/kVA. Zarówno mikroturbina, jak i bateryjny zasobnik energii jako źródła napięcia referencyjnego mogą pełnić funkcję bilansowania mocy w mikrosystemie. Mikroturbina zapewnia większy zakres produkowanej mocy i możliwość długotrwałej pracy autonomicznej, gdy moc obciążenia jest większa od mocy produkowanej w pozostałych źródłach. Przy dużej produkcji mocy źródeł i małym obciążeniu sieci konieczne jest zainstalowanie zasobnika jako odbiornika energii lub ograniczanie mocy źródeł.

2 000 0 -2 000 -4 000 -6 000

P [kW]

1,3

2,8

4,8

6,1

4,2

Q [kvar]

0,9

2,6

4,6

5,9

4,0

Tab. 1. Zmiany mocy obciążenia w czasie testu dla wariantu I pracy mikrosystemu

-8 000 13:00

13:05

13:10

13:15

13:20 13:25 t [gg:mm]

13:30

13:35

13:40

13:45

Rys. 8. Bilans mocy czynnej w mikrosystemie dla wariantu I

167

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

12 000

Q mikroturbiny Q zasobnika Q fotowoltaiki Q odbiornika

10 000 8 000 6 000

5,9

9,5

13,6

4,2

Q [kvar]

5,3

8,1

11,5

3,9

Tab. 2. Zmiany mocy obciążenia w czasie testu dla wariantu I pracy mikrosystemu

4 000 Q [var]

P [kW]

2 000

architektury mikrosystemu i strategii sterowania uwzględniającej współpracę zasobnika energii oraz źródeł sterowalnych.

0 -2 000 -4 000

Bibliografia

-6 000 -8 000 13:00

13:05

13:10

13:15

13:20

13:25

13:30

13:35

13:40

13:45

t [gg:mm]

Rys. 9. Bilans mocy biernej w mikrosystemie dla wariantu I

52,0 U f

U [V]

235

51,5

230

51,0

225

50,5

220

50,0

215

49,5

210

49,0

205

48,5

200 3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

f [Hz]

240

48,0 6 000

S [VA]

Rys. 10. Charakterystyki statyczne zasobnika energii dla wariantu I pracy mikrosystemu

25 000 20 000 15 000 10 000

P mikroturbiny P zasobnika P fotowoltaiki P odbiornika

P [W]

5 000 0 -5 000 -10 000 -15 000 -20 000 -25 000 14:20

14:25

14:30

14:35 14:40 t [gg:mm]

14:45

14:50

14:55

Rys. 11. Bilans mocy czynnej w mikrosystemie dla wariantu II

6. Wnioski końcowe Mikrosystemy elektroenergetyczne niskiego napięcia z rozproszonymi źródłami energii stwarzają nowe możliwości i mogą przyczynić się do zwiększenia niezawodności dostawy energii elektrycznej do odbiorców. Mikrosystem może utrzymać zasilanie odbiorców w czasie utraty połączenia z siecią energetyki zawodowej pod warunkiem odpowiedniej mocy źródeł i właściwej strategii sterowania.

168

Badania przeprowadzone w mikrosystemie testowym w Laboratorium Generacji Rozproszonej, w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, umożliwiły określenie właściwości mikroturbiny gazowej i bateryjnego zasobnika energii jako potencjalnych źródeł napięcia referencyjnego podczas krótkotrwałej pracy autonomicznej mikrosystemu. Wyniki badań są podstawą dalszych prac zmierzających do określenia metody doboru

1. Driesen J., Katiraei F., Design for Distributed Energ y Resources, IEEE Power & Energy Magazine 2008, No. 8. 2. Bollen M.H-J., Yang Y., Hassan F., Integration of Distributed Generation in the Power System – A Power Quality Approach, Proc. 13th International Conference on Harmonics and Quality of Power, Wollongong, Australia 28.09–1.10 2008. 3. Katiraei F. i in., Microgrid Management. Controls and Operation Aspects of Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine, May/June 2008. 4. I E E E 1547: Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. 5. IRiESD, Instrukcja Ruchui Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, PGE Łódź – Teren, 2009. 6. Balaguer I.J. i in., Intelligent Control for Intentional Islanding Operation of Microgrids, ISCET 2008. 7. Gomez J.C., Morcos M.M., Distributed Generation: Exploitation of Islanding Operation Advantages, IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America, 2008. 8. Piargi P., Lasseter R.H., Autonomous Control of Microgrids, IEEE PES General Meeting, 2006. 9. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. on Power Delivery April 2008, Vol. 23, No. 2. 10. Colson C.M., Nehir M.H., A Review of Challenges to Real-Time power Management of Microgrids, IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009. 11. Alvarez E. i in., On-line Minimization of Running Costs, Greenhouse Gas Emission and the Impact of Distributed Generation using Microgrids on the Electrical System, IEEE PES/IAS Conference on Sustainable Alternative Energy, 28–30.09.2009. 12. Gu W., Wu Z., Yuan X., Microgrid Economic Optimal Operation of the Combined Heat and Power System with Renewable Energy, IEEE Power Energy Soc. Gen. Meet., 25–29 July 2010. 13. Hernandez-Aramburo C.A., Green T.C., Fuel Consumption Minimisation of a Micro-grid, Industry Application Conference, 39th IAS Annual Meeting, 3–7.10.2004. 14. Mohamed F.A., Koivo H.N., On-line Management of MicroGrid with Battery Storage Using Multiobjective

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

15 000

Q mikroturbiny Q zasobnika Q fotowoltaiki Q odbiornika

10 000

Q [var]

5 000

-5 000

-10 000

-15 000 14:20

14:25

14:30

14:35

14:40

14:45

14:50

14:55

t [gg:mm]

Rys. 12. Bilans mocy biernej w mikrosystemie dla wariantu II

52,0 U f

U [V]

235

51,5

230

51,0

225

50,5

220

50,0

215

49,5

210

49,0

205

48,5

200 0

5 000

10 000

15 000

20 000

f [Hz]

240

48,0 25 000

S [VA]

Rys. 13. Charakterystyki statyczne mikroturbiny dla wariantu II pracy mikrosystemu

Optimization, International Conference on Power Engineering, Energy and Electrical Drive POWERENG 2007, 12–14.04.2007. 15. Vahedi H., Noroozian R., Hosseini S.H., Optimal Management of MicroGrid Using Differential Evolution Approach, 7th International Conference on the European Energy Market (EEM), 23–25 June 2010. 16. Gburczyk P. i in., Management System as a Mean for the Integration of Distributed Energy Sources with Low Voltage Network, IEEE International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU ’2011), Lisbon (Portugal), 17–19 October 2011, s. 1–5. 17. Barote L., Georgescu M., Marinescu C., Smart Storage Solution for Wind Systems, IEEE Power Tech Conference, Bucharest, Romania, 28.06–2.07 2009. 18. Faias S. i in., Evaluation of Energy Storage Devices for Renewable Energies

Integration, Application to a Portuguese Wind Farm, 5th Int. Conference on European Electricity Market (EEM 2008), Lisbon, Portugal, 2008. 19. Qian K. i in., Benefits of Energy Storage in Power Systems with High Level of Intermittent Generation, 20th Int. Conference on Electricity Distribution (CIRED2009), Praque, 8–11.06.2009. 20. Wasiak I., Pawełek R., Mieński R., Zasobniki energii w mikrosystemach elektroenergetycznych, konferencja „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, APE ’11, Jurata, 8–10.06.2011, s. 159–166. 21. Zamora R., Srivastava A.K., Controls for Microgrids with Storage: Review, Challenges, and Research Needs, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2010, No. 14, s. 2009–2018. 22. Chakraborty S., Simoes M.G., PV-Microgrid Operational Cost Minimization by Neural Forecasting

and Heuristic Optimization, Industry Applications Society Annual Meeting, IAS ’08 IEEE, 2008. 23. Guan X., Xu Z., Jia Q.-S., Energy-efficient Buildings Facilitated by Microgrid, IEEE Trans. on Smart Grid 2011, Vol. 2, No. 1. 24. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. On Power Delivery, Vol. 23, No. 2, April 2008. 25. Chowdhury S.P. i in., Operation and control of DG based power island in Smart Grid environment, 20th Int. Conference and Exhibition on Electricity Distribution, CIRED 2009. 26. Ghadimi A.A., Razavi F., Ghaffarpour R., Control of Islanded Inverter Interfaced Distributed Generation Units For Power Quality Improvement, 14th Int. Conference on Harmonics and Quality of Power, ICHQP 2010. 27. Delghavi M.B., Yazdani A., A Unified Control Strategy for Electronically Interfaced Distributed Energy Resources, IEEE Trans. on Power Delivery 2012, Vol. 27, No. 2. 28. Gaonkar D.N., Patel R.N., Pillai G.N., Dynamic Model of Microturbine Generation System for Grid Connected/ islanding operation, IEEE Int. Conference on Industrial Technology, ICIT 2006. 29. Sao C.K., Lehn P.W., Control and Power Management of Converter Fed Microgrids, IEEE Trans. on Power Systems August 2008, Vol. 23, No. 3. 30. Katiraei F., Iravani R., Power Management Strategies for a Microgrid with Multiple Distributed Generation Units, IEEE Transaction on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4. 31. Pecas Lopes J.A., Moreira C.L., Madureira A.G., Defining Control Strategies for Microgrids Islanded Operation, IEEE Transaction on Power System May 2006, Vol. 21, No. 2. 32. Brabandere K. i in., A Voltage and Frequency Droop Control Method for Parallel Inverters, IEEE Transaction on Power Electronics July 2007, Vol. 22, No. 4. 33. Majumder R. i in., Load Sharing and Power Quality Enhanced Operation of a Distributed Microgrid, IET Renewable Power Generation 2009, Vol. 3, Iss. 2. 34. Majumder R. i in., Droop Control of Converter-Interfaced Microsources in Rural Distributed Generation, IEEE Trans. on Power Delivery October 2010, Vol. 25, No. 4. 35. Vandoorn T. i in., A Control Strategy for Islanded Microgrids with DC-link Voltage Control, IEEE Trans. on Power Delivery April 2011, Vol. 26, No. 2. 36. Pawełek R. i in., Mikrosystem – węzeł energetyczny w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, konferencja „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, APE ’11, Jurata, 8–10.06.2011, s. 143–150.

169

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

Irena Wasiak

dr hab. inż., prof. nadzw. Politechnika Łódzka e-mail: irena.wasiak@p.lodz.pl Absolwentka Politechniki Łódzkiej. Od początku kariery zawodowej pracuje w Instytucie Elektroenergetyki tej uczelni. Uzyskała stopnie naukowe doktora i doktora habilitowanego z dziedziny elektroenergetyki. W latach 2002–2008 była prodziekanem Wydziału Elektrotechniki, Elektroniki, Informatyki i Automatyki PŁ. Obecnie pełni funkcję kierownika Zakładu Sieci Elektroenergetycznych Mikrosystemów. Członkini The Institution of Engineering and Technology oraz Komitetu ds. Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej SEP, członek stowarzyszony Sekcji Systemów Elektroenergetycznych PAN. Pełni funkcję zastępcy redaktora naczelnego czasopisma Electrical Power Quality and Utilisation oraz współprzewodniczącej międzynarodowej konferencji o tej samej nazwie. Obszar działalności naukowej obejmuje zagadnienia jakości zasilania, integracji rozproszonych źródeł energii w sieciach elektroenergetycznych, funkcjonowania mikrosystemów elektroenergetycznych.

Ryszard Pawełek

dr inż. Politechnika Łódzka e-mail: ryszard.pawelek@p.lodz.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Łódzkiej (1977). Obecnie jest zatrudniony w Instytucie Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni na stanowisku adiunkta, gdzie pełni funkcję zastępcy dyrektora Instytutu. Obszar zainteresowań naukowych obejmuje: jakość energii elektrycznej, generację rozproszoną, mikrosystemy elektroenergetyczne. Jest członkiem Polskiego Komitetu Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej, w którym pełni funkcję wiceprzewodniczącego ds. nauki. Rzeczoznawca SEP w dziedzinie jakości energii elektrycznej.

Paweł Kelm

dr inż. Politechnika Łódzka e-mail: pawel.kelm@p.lodz.pl Absolwent Wydziału Elektrotechniki, Elektroniki, Informatyki i Automatyki Politechniki Łódzkiej (2004). Pracę doktorską obronił na swojej macierzystej uczelni (2012). Pracował na The University of Strathclyde w Glasgow (2007–2008). Zatrudniony na stanowisku adiunkta w Instytucie Elektroenergetyki

170

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

Sensitivity of Power Station Auxiliary Network to the Possibility of Ferroresonance Occurrence

Authors Józef Wiśniewski Edward Anderson Janusz Karolak

Keywords ferroresonance, voltage transformer, bifurcation

Abstract Implementation of the new class of 1000 MW power units to a power system creates new problems associated with the operation of its individual components and circuits. One such issue is the phenomenon of ferroresonance in the internal load network. This is not a new problem but it requires examination due to the higher level of supply voltage (10 kV). This paper examines the possibility of ferroresonance occurrence and its character depending on the extent of the network, voltage transformers’ load, the effect of grounding resistors in the star point of the power transformer and the presence of varistor surge arresters. The results are presented in the form of ferroresonance maps. They allow assessing the impact of various parameters on the phenomenon, explaining the reasons for possible failure and properly programming the network conditions in order to avoid the risk of ferroresonance.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014414

1. Introduction At the development of technologies for highly efficient “zeroemission” high power (MW 600–1000) coal-fired units under Programme 50+ the need arose to analyse the operation of their components and circuitry in emergency conditions. The paper presents the issue of modelling ferroresonance phenomenon in the auxiliary network of a 1000 MW unit. Ferroresonance in a medium-voltage grid occurs as a result of interaction between nonlinear inductance of a voltage transformer and capacitance to earth of the grid. This phenomenon has been discussed for many years. However, it is difficult to examine due to the high sensitivity to even small changes in grid parameters. Researching ferroresonance is important because of the threats posed to proper grid operation. Overvoltages during a ferroresonance occurrence can threaten the insulation of stations and lines, and of power devices installed there. Overcurrents caused by ferroresonance are extremely dangerous for inductive voltage transformers, especially when this phenomenon is prolonged. This leads to faults in the grid operation and reduces the supply reliability and supplied electricity quality as a result of interruptions related to line outages and voltage and current waveform distortions. Moreover, ferroresonance may also lead to unwanted ground fault protection tripping [1]. The current interest in this issue is caused by the introduction of new instrument transformer types with different parameters to those previously applied, and the very small load of transformer

secondary windings, suitable for electronic measuring and protection devices. The effect of the phenomenon on parameters such as grid capacity, voltage transformer characteristics and load, type of phenomenon initiating action, presence of grounding resistor connected to the supply transformer’s neutral point, and the presence of surge arresters was studied. Ferroresonance is usually initiated by a switching operation or a ground fault occurrence and tripping. Grid sensitivity to ferroresonance may be conveniently illustrated using bifurcation diagrams [2, 3, 4] or Poincaré diagrams [5]. While examining the grid at its various parameters, bifurcation diagrams and maps of grid sensitivity to ferroresonance were draw to illustrate the parameter areas that ensure absence of ferroresonance, and such, for which the phenomenon may occur. Additionally, the examined phenomenon’s parameters can be represented in the maps, such as ferroresonance overvoltage frequency and waveform characteristics, or maxima. The results are indicative, but may be useful for grid operation programming. Calculations were made using the EMTP/ATP programme.

2. Modelling of power plant’s auxiliary network Subject to these authors’ interest is a power plant’s auxiliary network operating at a rated voltage of 10 kV, a diagram of which is shown in Fig. 1. The network is powered by the 3-winding 171

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

Fig. 1. The 10 kV auxiliary network modelled for ferrorersonance studies (one section)

tap transformer TO operated in Y/y/y connection. The option for connecting the transformer’s 10 kV neutral points with grounding resistors with resistance Ru = 58 Ω is provided for. Such a resistor reduces switching, ground fault and ferroresonance overvoltages, improves ground-fault protection performance, but increases the electric shock risk at a ground fault. The conclusions drawn so far from the use of similar resistors in power plants’ auxiliary systems are not unambiguous. In an emergency, as well as during the unit’s start-up, the auxiliary network can be supplied from the 110 kV grid through the 3-winding reserve transformer TR operated in YN/d/d connection. In such a case the 10 kV network’s neutral point is isolated. Of major impact on the network’s susceptibility to ferroresonance are its parameters such as: • capacitance to earth of cables, busbars, and busways • nonlinear inductance of voltage transformers and their loads, in particular the open triangle winding load • operating mode of the network’s neutral point, and resistance in the TO tap transformer’s neutral point • presence and characteristics of surge arresters. Equivalent circuit of the modelled 3-winding transformer is shown in Fig. 2, and its magnetization characteristics adopted for the calculation in Fig. 3

3. Ferroresonance calculations The possibility of ferroresonance occurring in the 10 kV auxiliary network was examined for various switchgear configurations, i.e. various capacitances to earth. With all outgoing bays switched on, the total capacitance to earth in the network is 0.42 μF. With all outgoing bays switched off, the total capacitance to earth in the network is 0.26 μF. It is then made up of busbar capacitances, in part of screened busways, and the capacity to earth of instrument transformers and the power transformer. With two switchgear sections interconnected, the network’s capacitance to earth doubles. In view of these capacitances, the ferroresonance susceptibility was tested for a capacitance 172

Fig. 2. Equivalent circuit of voltage transformer

Fig. 3. Magnetization characteristics of the modeled voltage transformer (primary side)

range up to 0.5 μF for single switchgear section operation, and up to 1 μF for the two sections interconnected. In addition, the impact of the power transformer’s type (tap TO vs. reserve TR) was tested. As a result of the calculations it was found that there are areas of the grid capacitance to earth in which ferroresonance may occur. Fig. 4 shows an example waveform of L1 phase voltage on the station bars at single switchgear section operation powered with a TO tap transformer without grounding resistors, without surge arresters and with outgoing bays switched on, i.e. with network capacitance to earth C = 0.19 μF.

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

Ferroresonance is initiated by a short-term ground fault. The phase voltage waveform in Fig. 4 shows that after the fault has passed, ferroresonance appears, but after about 1s recedes. It is better shown in the zero-sequence waveform of the voltage measured at open delta terminals of the voltage transformers in the measurement bay (Fig. 5). For the network’s other capacitance to earth dependent on its configuration, ferroresonance does not arise at all, or is shortterm or permanent. In order to test the network’s susceptibility

Fig. 7. Bifurcation diagrams of L1 phase voltage amplitudes in successive periods after 5 s from ferroresonance initiation

Fig. 4. L1 phase voltage, C = 0.19 μF

capacitance to earth range C = 0.14–0.15 μF. Zero-sequence waveforms of the voltage measured at open delta terminals of the voltage transformers, and the transformers’ currents for C = 0.15 μF are shown in Fig. 8 and 9. A ferroresonance occurrence that was not suppressed after at least 5 seconds after initiation was considered as sustained. Fig. 10 shows a bifurcation diagram that illustrates the ampli-

Fig. 5. 3U0 zero-sequence voltage, C = 0.19 μF

to the studied phenomenon, the capacitance C was changed in 0.01 μF steps from 0.01 μF to 0.5 μF, and phase voltage amplitudes were observed in their subsequent periods, after 0.5 seconds and 5 s respectively, in order to determine whether ferroresonance still persists after that time, and what its nature is. Results of the stimulation calculations are presented in Fig. 6 and 7. It follows from Fig. 6 and 7 that in many swithchgear configurations ferroresonance can occur, but the occurrences are permanent (still present at least 5 seconds after initiation) for the narrow

Fig. 8. Zero-sequence voltage waveforms, C = 0.15 μF

Fig. 9. Transformer voltage current waveforms, C = 0.15 μF

Fig. 6. Bifurcation diagrams of L1 phase voltage amplitudes in successive periods after 0.5 s from ferroresonance initiation

tudes of L1 phase voltage on the station bars 5 s after the ferroresonance initiation for the entire tested range of capacitances to earth C = 0.01–1 μF, including the cases of the 10 kV switchgear’s single section and two interconnected sections operations. This is also the case of the auxiliary network powered by TO tap transformer, without surge arresters, and without loading the voltage transformers’ no-load open windings. It follows from the calculations illustrated in Fig. 10 that the case of the two switchgear sections interconnected (C = 0.5–1 μF) is 173

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

Fig. 10. Bifurcation diagrams of L1 phase voltage amplitudes in successive periods 5 s after ferroresonance initiation

Fig. 12. Bifurcation diagram of the subsequent L1 phase voltage cycle amplitudes in 5 s after ferroresonance initiation

Fig. 11. Zero-sequence voltage waveform at C = 0.78 μF (two sections interconnected)

significantly more susceptible to ferroresonance than the single section case. And the nature of the ferroresonance is different. For example, at C = 0.78 μF the voltage waveform’s amplitude is unstable, and its frequency is 23 Hz. A section of zero-sequence voltage waveform is illustrated in Fig. 11. If the substation is supplied from reserve TR, the susceptibility to ferroresonance is clearly lower. This is illustrated by the bifurcation diagram in Fig. 12. To illustrate the impact of the voltage transformers’ open delta winding load on the ferroresonance suppression, a series of calculations was performed, and the results are presented as a ferroresonance map (Fig. 13). The calculations were made for the option of the switchgear supply from the TO tap transformer without grounding resistors, without surge arresters, and with the voltage transformers’ open delta winding load in the range of R = 106 Ω to R = 1 Ω. The graphic symbol ◊ in the ferroresonance map means that the ferroresonance occurrence was permanent, while the symbol 0 means zero-sequence voltage amplitude in the range of 10–50 V, the symbol * in the range of 50–100 V, and O above 100 V. Fig. 13 allows determining how large a load of the open delta circuit (how low resistance) enables ferroresonance suppressing. For example, at network capacitance C = 0.14 μF this is resistance R ≤ 1000 Ω, and at C = 0.81 μF, resistance R ≤ 100 Ω. In the power industry such situations are experienced, and the calculations confirm that, where there are such operating conditions that ferroresonance cannot be supressed by loading the open delta even with the lowest resistance. Fig. 13 shows a situation, 174

Fig. 13. Map of sustained ferroresonance, where R – damping resistance in open delta circuit, symbol ◊ – zero-sequence voltage amplitude in the range of 10–50 V, * – in the range of 50–100 V, O – above 100 V

where at a small load of the open delta (R > 1000 Ω) there is no sustained ferroresonance, and it appears with increased load (R = 100 Ω). That is, for example, atr C = 0.13 μF. The impact of the presence of surge arresters connected to the station bars or at the beginning of the cable line on the ferroresonance damping effect was examined. Varistor arresters with rated voltage UR = 15 kV and maximum continuous operating voltage UC = 12 kV were adopted. The energy absorption capability of these arresters is 5.5 kJ/kV UC. Fig. 14 shows the modelled voltage-current characteristics of the arrester. It was found upon the examination of a network with capacitance C = 0.14 μF, that the presence of one, two or three surge arresters in the network does not suppress ferroresonance overvoltages. Only four or more arresters suppress ferroresonance. Fig. 15 shows a bifurcation diagram that illustrates L1 phase voltage amplitudes in successive periods 5 s after the fault initiation. There are four surge arresters in the network. The 10 kV network is supplied by a TO tap transformer without resistors in its neutral point.

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

Fig. 14. Voltage-current characteristic of the surge arrester adopted for the calculations

It was found that the presence of four surge arresters does not suppress the ferroresonance for all configurations of the network. In addition, there are areas of the capacitance to earth C variation for which ferrorezonans appears even if it did not occur without these surge arresters (e.g. at C = 0.02–0.13 μF). It therefore can be concluded that the presence of surge arresters does not always entail the network’s reduced susceptibility to ferroresonance occurrences.

Fig. 16. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Supply from TO tap transformer, ten surge arresters in the network

In order to examine the network susceptibility to ferroresonance occurrence during powering of the switchgear, relevant calculations were made, the results of which are shown as bifurcation diagrams in Fig. 19 and 20 They represent the amplitudes of L1 phase voltage’s subsequent periods 1s and 5 s, respectively, after closing the circuit breaker in the transformer bay.

Fig. 17. Waveforms of phase voltages on the bars after powering the switchgear (C = 0.13 μF) Fig. 15. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Supply from TO tap transformer, four surge arresters in the network

In order to find out whether more surge arresters would significantly reduce the network sensitivity to ferroresonance, calculations were made that allowed drawing a bifurcation diagram for a network with ten surge arresters. The results are shown in Fig. 16. No correlation was established between network susceptibility to ferroresonance and the number of connected surge arresters. For certain network capacitance ranges the ferrorezonans sensitivity even increases with more surge arresters connected; for other ranges its character changes. There are various faults that can inspire ferroresonance in a network. It could be switching on an outgoing bay or the entire substation with the circuit breaker in the transformer bay. Such a case is illustrated in Fig. 17 and 18. They show, respectively, waveforms of the phase voltage on the bars, and the phase currents of instrument transformers in the measurement bay after powering the switchgear. The switchgear’s capacitance to earth is C = 0.13 μF, the instrument transformers are lightly loaded, and there are no surge arresters.

Fig. 18. Phase currents in instrument transformers in the measurement bay after powering the switchgear (C = 0.13 μF)

It can be seen from the calculations shown in Fig. 19 and 20 that powering the switchgear induces ferroresonance for a wide capacitance to earth range, but sustained ferroresonance occurs only at the network extent corresponding capacitance to earth C = 0.49 μF. A grounding resistor connected to a TO tap transformer’s neutral point reduces the circuit’s susceptibility to ferroresonance but it increases the risk of electric shock at a ground fault. Calculations were made to show the dependence of the circuit susceptibility 175

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

to ferroresonance in all network configurations. Therefore the use of resistor RU = 1000 Ω instead of 100 A – i.e. 57.8 Ω may be considered.

4. Final conclusions

Fig. 19. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Closing the circuit breaker in the transformer bay. Observation 1 s after switching on

Fig. 20. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Closing the circuit breaker in the transformer bay. Observation 5 s after switching on

to depending on grounding resistance RU connected to the tap transformer’s neutral point. They are presented as ferroresonance maps in Fig. 21 The map shows the maximum zerosequence amplitude of the voltage on the open delta terminals at t = 5 s after the ferroresonance initiation, depending on grounding resistance RU and network capacitance to earth C. No symbol means no sustained ferroresonance. It follows from the calculations that grounding resistance RU = 1000 Ω ensures resistance

Fig. 21. Map of sustained ferroresonance, where RU – grounding resistance at TO tap transformers’ neutral point, symbol ◊ – zero-sequence voltage amplitude below 50 V, * – amplitude 50–100 V, O – amplitude over 100 V 176

A medium voltage auxiliary network, just like other networks of this type, is sensitive to ferroresonance occurrences due to the presence of capacitance to earth and non-linear inductances of voltage transformers. The subject network is an object of a highly sensitive nature in its response to fault, with regard to small changes in its parameters, mainly such as capacitance to earth and voltage transformers’ loads. The presented method of network testing, and results rendered in the form of bifurcation diagrams is a convenient way to identify unsafe operating conditions, i.e. the range of parameters at which the sensitivity to ferroresonance occurrence is increased. Therefore it allows avoiding these conditions, but also explains the reasons for a possible failure. The presented ferroresonance maps allow determining the minimum load of voltage transformers that ensures ferroresonance damping. Typically loading the open delta with resistance 100 Ω is sufficient to achieve the damping effect. The use of varistor surge arresters does not guarantee ferroresonance supression. The surest way to prevent ferroresonance development is grounding transformer neutral points with an appropriate resistance. The disadvantage of this method is increased risk of electric shock during ground faults. It was established that grounding resistance RU = 1000 Ω ensures effective ferroresonance suppression. REFERENCES

1. Nowak W., Moskwa S., Tarko R., Problemy eksploatacji elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej [Problems of medium-voltage distribution grid operation in the aspect of protection reliability], Acta Energetica 2011, No. 1, pp. 31–38. 2. Wörnle F., Harrison D., Zhou C., Analysis of a Ferroresonant Circuit Using Bifurcation Theory and Continuation Techniques, IEEE Transactions on Power Delivery 2005 No. 1, 2005, doi: 10.1109/ TPWRD./2004.835529, pp. 191–196. 3. Wisniewski J., Anderson E., Karolak J., Search for Network Parameters Preventing Ferroresonance Occurrences. 9-th International Conference Electrical Power Quality and Utilisation, Barcelona, October 2007, doi: 10.1109/EPQU.2007.4424141, pp. 1–6. 4. Radmanesh H., Hamid F.S., Analyzing Ferroresonance Phenomena in Power Transformers Including Zinc Oxide Arrester and Neutral Resistance Efect, Applied Computational Intelligence and Soft Computing, Vol.2012, doi:10.1155/2012/525494, pp. 1–5. 5. Iravani M. Modelling and Analysis Guidelines for Slow Transients – Part III. The Study of Ferroresonance, IEEE Transactions on Power Delivery 2000, No. 1, 2005, doi: 10.1109/EPQU.2007.4424141, pp. 255–265.

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

The results presented in this paper were obtained from studies co-funded by the National Centre for Research and Development under contract SP/E/1/67484/10 – Strategic Research Programme

– Advanced technologies for energy generation: Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power units integrated with CO2 capture.

Józef Wiśniewski Lodz University of Technology e-mail: jozef.wisniewski@p.lodz.pl A graduate of Łódź University of Technology (1973). An assistant professor at the Power Engineering Department of his alma mater. He deals with issues of transients modelling and simulation in power systems and power system protections. A member of SEP Association of Polish Electrical Engineers since 1973.

Edward Anderson Warsaw University of Technology e-mail: instytut.energetyki@ien.com.pl Graduated from Warsaw University of Technology (1961). Since then employed at the Institute of Power Engineering in Warsaw. His research activities include issues of transient processes in high and medium voltage power grids due to short-circuit and switching disturbances, optimization issues of medium voltage (urban, field, power plant, and industrial) grid operating conditions, testing of power equipment’s earthing and analysis of its impact on other devices, the environment, and human safety. A member of CIGRE, CIRED, and SEP Association of Polish Electrical Engineers.

Janusz Karolak Institute of Power Engineering in Warsaw e-mail: instytut.energetyki@ien.com.pl Graduated in electrical devices construction from Warsaw University of Technology (1969). Since 1971 he has been employed at the Institute of Power Engineering in Warsaw, initially in the Short-circuit Laboratory, where he developed and upgraded testing/measuring systems and tested electrical equipment and devices. Currently, the scope of his activities includes: analysis of operating conditions, technical requirements, and selection of medium and high voltage devices and equipment; testing of surge levels and effectiveness evaluation of surge protections installed in power grids; analysis of power systems with non-linear inductive components; methods of ferroresonance suppression or elimination; issues related to determining failure causes in a power system. A Member of CIGRE, SEP Association of Polish Electrical Engineers, and Chairman of Technical Committee of the Polish Committee for Standardization (PKN).

177

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 171–177

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 171–177. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wrażliwość sieci potrzeb własnych elektrowni na możliwość wystąpienia ferrorezonansu Autorzy

Józef Wiśniewski Edward Anderson Janusz Karolak

Słowa kluczowe

ferrorezonans, przekładniki napięciowe, bifurkacja

Streszczenie

Wprowadzanie do systemu elektroenergetycznego bloków energetycznych klasy 1000 MW rodzi nowe problemy związane z eksploatacją poszczególnych jego podzespołów i obwodów. Jednym z takich zagadnień jest zjawisko ferrorezonansu w sieci potrzeb własnych. Nie jest to problem nowy, ale ze względu na wyższy od dotychczasowych poziom napięcia zasilania (10 kV) wymaga zbadania. W artykule autorzy przeanalizowali możliwość wystąpienia ferrorezonansu i jego charakter w zależności od rozległości sieci i obciążenia przekładników napięciowych, wpływ rezystorów uziemiających w punkcie neutralnym transformatora odczepowego oraz obecności ograniczników przepięć. Wyniki zaprezentowano w postaci wykresów bifurkacyjnych i map ferrorezonansu. Pozwalają one ocenić wpływ poszczególnych parametrów pracy na zjawisko, wyjaśnić przyczyny możliwej awarii i prawidłowo zaprogramować warunki pracy sieci tak, aby unikać zagrożenia ferrorezonansem.

1. Wstęp Podczas opracowywania w ramach Programu 50+ technologii dla wysokosprawnych „zero-emisyjnych” bloków węglowych o dużej mocy (600–1000 MW) zaszła potrzeba analizy pracy podzespołów oraz obwodów elektrycznych bloku w warunkach awaryjnych. W artykule przedstawiono zagadnienie modelowania zjawiska ferrorezonansu w sieci potrzeb własnych bloku o mocy 1000 MW. Ferrorezonans w sieci średniego napięcia pojawia się na skutek wzajemnego oddziaływania nieliniowej indukcyjności przekładnika napięciowego i pojemności doziemnej sieci. Zjawisko jest znane i opisywane od wielu lat. Jest jednak trudne do badania ze względu na dużą wrażliwość na małe nawet zmiany parametrów sieci. Badanie ferrorezonansu jest istotne ze względu na niebezpieczeństwo, jakie niesie to zjawisko dla prawidłowej pracy sieci. Występujące podczas zjawiska ferrorezonansu przepięcia mogą zagrażać izolacji stacji i linii oraz zainstalowanych urządzeń i aparatów elektroenergetycznych. Natomiast przetężenia wywołane ferrorezonansem są niezwykle groźne dla indukcyjnych przekładników napięciowych, szczególnie wtedy, gdy zjawisko to jest długotrwałe. Prowadzi ono do zakłóceń w pracy sieci i powoduje zmniejszenie niezawodności zasilania oraz jakości dostarczanej energii wskutek przerw związanych z wyłączeniem linii oraz odkształceń przebiegów napięcia i prądu. Ferrorezonans może ponadto prowadzić do niepotrzebnego zadziałania zabezpieczeń ziemnozwarciowych [1]. Obecne zainteresowanie tym zagadnieniem jest spowodowane wprowadzaniem nowych typów przekładników, o odmiennych parametrach niż w dotychczas stosowanych, oraz bardzo małym obciążeniem uzwojeń wtórnych przekładników, wynikającym z zastosowania elektronicznych urządzeń pomiarowych i zabezpieczających. Badano wpływ na zjawisko takich parametrów, jak: pojemność sieci, charakterystyka i obciążenie przekładnika napięciowego,

178

Generator voltage 27 kV S k=2 GV A

S k=2÷12 GV A Ru

TO 80/40/40 MV A

110 kV

TR 80/40/40 MV A

10 kV

M 5 MV A

2x1 MV A

9x(0,63÷13) MW 3x(1÷2,5) MV A

Rys. 1. Sieć potrzeb własnych 10 kV zamodelowana do badania ferrorezonansu (jedna sekcja)

rodzaj działania inicjującego zjawisko, obecność rezystora uziemiającego, przyłączonego do punktu gwiazdowego transformatora zasilającego, a także obecność ograniczników przepięć. Czynnikiem inicjującym powstanie ferrorezonansu zwykle bywa operacja łączeniowa lub wystąpienie i wyłączenie zwarcia doziemnego. Dla ilustracji wrażliwości sieci na wystąpienie ferrorezonansu wygodne jest posługiwanie się wykresami bifurkacyjnymi [2, 3, 4] lub diagramami Poincarégo [5]. Badając sieć, przy różnych jej parametrach, wykonano wykresy bifurkacyjne i mapy wrażliwości sieci na ferrorezonans, ilustrujące obszary parametrów zapewniających brak ferrorezonansu i obszary parametrów, dla których wystąpienie zjawiska jest możliwe. Dodatkowo na mapach można przedstawić parametry badanego zjawiska: częstotliwość i charakter przebiegów lub wartość maksymalną przepięć ferrorezonansowych.

Uzyskane wyniki mają charakter orientacyjny, ale mogą być przydatne do programowania pracy sieci. Obliczenia wykonywano przy użyciu programu EMTP/ATP. 2. Modelowanie sieci potrzeb własnych elektrowni Przedmiotem zainteresowania autorów jest sieć potrzeb własnych elektrowni pracująca przy napięciu znamionowym 10 kV, której schemat przedstawia rys. 1. Sieć zasilana jest 3-uzwojeniowym transformatorem odczepowym TO pracującym w układzie Y/y/y. Przewiduje się możliwość uziemienia punktów gwiazdowych tego transformatora po stronie 10 kV rezystorami uziemiającymi o rezystancji Ru = 58 Ω. Rezystor taki zmniejsza wartości przepięć łączeniowych, ziemnozwarciowych i ferrorezonansowych, poprawia skuteczność działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych, ale zwiększa zagrożenie porażeniowe

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 171–177

15.0 [kV] 7.5

Zs1 Zp

Amplitude of phase voltage

0.0 -7.5 0.4

(f ile Blok858.019.PL4; x-v ar t) v :S1A

Zs2

0.8

1.2

1.6

[s] 2.0

Umax [kV]

-15.0 0.0

Zµ

Rys. 4. Napięcie fazy L1, C = 0,19 μF 0

Rys. 2. Schemat zastępczy przekładnika napięciowego

-75 -150 0.0

0.8

1.2

1.6

[s] 2.0

Rys. 5. Napięcie kolejności zerowej 3U0, C = 0,19 μF

20 0 0

100

150

i1m (mA)

200

250

Rys. 3. Charakterystyka magnesowania modelowanego przekładnika napięciowego (strona pierwotna)

przy zwarciu doziemnym. Dotychczasowe wnioski wynikające ze stosowania podobnych rezystorów w układach potrzeb własnych elektrowni nie są jednoznaczne. W warunkach awaryjnych oraz w trakcie rozruchu bloku sieć potrzeb własnych może być zasilana z sieci 110 kV poprzez 3-uzwojeniowy transformator rezerwowy TR, pracujący w układzie YN/d/d. W takim przypadku sieć 10 kV pracuje z izolowanym punktem neutralnym. Zasadniczy wpływ na podatność sieci na wystąpienie ferrorezonansu mają takie jej parametry, jak: • pojemność doziemna linii kablowych, szyn zbiorczych i szynoprzewodów • nieliniowa indukcyjność przekładników napięciowych oraz ich obciążenie, a w szczególności obciążenie uzwojeń otwartego trójkąta • sposób pracy punktu neutralnego sieci oraz wartość rezystancji w punkcie gwiazdowym transformatora odczepowego TO • obecność i charakterystyki ograniczników przepięć. Schemat zastępczy modelowanego przekładnika 3-uzwojeniowego przedstawiono na rys. 2, a przyjętą do obliczeń jego charakterystykę magnesowania na rys. 3. 3. Obliczenia ferrorezonansu Zbadano możliwość wystąpienia ferrorezonansu w sieci potrzeb własnych 10 kV dla różnych konfiguracji pracy rozdzielni, tj. dla różnej pojemności doziemnej. Przy włączonych wszystkich polach odpływowych całkowita pojemność doziemna w sieci wynosi 0,42 μF. Przy wszystkich polach odpływowych wyłączonych pojemność doziemna w sieci wynosi 0,26 μF. Stanowią ją wówczas pojemności szyn zbiorczych, w części w postaci ekranowanych szynoprzewodów, oraz pojemności doziemne przekładników i transformatora zasilającego. W przypadku połączonych z sobą dwóch sekcji rozdzielni pojemność doziemna sieci się podwaja. W związku z powyższymi wartościami pojemności badanie podatności

0.2

C [uF]

0.3

0.4

0.5

na ferrorezonans wykonano dla zakresu pojemności do 0,5 μF w przypadku pracy pojedynczej sekcji rozdzielni oraz do 1 μF w przypadku pracy dwóch połączonych z sobą sekcji. Badano ponadto wpływ rodzaju transformatora zasilającego (odczepowy TO lub rezerwowy TR). W wyniku obliczeń stwierdzono, że istnieją obszary wartości pojemności doziemnej sieci, w których ferrorezonans może zaistnieć. Na rys. 4 pokazano przykładowy przebieg napięcia fazy L1 na szynach stacji przy pracy pojedynczej sekcji, zasilanej transformatorem odczepowym TO bez rezystorów uziemiających, bez ograniczników przepięć i z włączonymi odpływami dającymi pojemność doziemną sieci C = 0,19 μF. Ferrorezonans inicjowany jest wystąpieniem krótkotrwałego zwarcia doziemnego. Przedstawiony na rys. 4 przebieg napięcia fazowego pokazuje, że po ustąpieniu zwarcia ferrorezonans pojawia się, ale po upływie ok. 1 s ustępuje. Wyraźniej pokazuje to przebieg napięcia kolejności zerowej, mierzonego na zaciskach otwartego trójkąta przekładników napięciowych w polu pomiarowym (rys. 5). Dla innych pojemności doziemnych sieci, zależnych od jej konfiguracji, ferrorezonans nie powstaje wcale lub występuje krótkotrwały lub trwały. W celu sprawdzenia podatności sieci na badane zjawisko zmieniano pojemność C z krokiem 0,01 μF w przedziale od 0,01–0,5 μF i obserwowano amplitudy napięć fazowych w kolejnych ich okresach, odpowiednio po czasie 0,5 s i 5 s, w celu stwierdzenia, czy ferrorezonans po tym czasie jeszcze występuje i jaki ma charakter. Wyniki obliczeń symulacyjnych obrazują rys. 6 i 7. Z rys. 6 i 7 wynika, że w wielu konfiguracjach pracy rozdzielni ferrorezonans może się pojawić, ale charakter trwałego występowania (co najmniej jeszcze po 5 s od zainicjowania) ma miejsce dla wąskiego zakresu pojemności doziemnej C = 0,14–0,15 μF. Przebiegi napięcia kolejności zerowej mierzonego w układzie otwartego trójkąta przekładników napięciowych oraz prądy tych przekładników, dla C = 0,15 μF, pokazano na rys. 8 i 9. Za ferrorezonans trwały uznano taki, który nie wytłumia się po czasie co najmniej 5 s od zainicjowania. Na rys. 10 pokazano wykres bifurkacyjny, obrazujący amplitudy napięcia fazowego fazy L1 na szynach stacji po czasie 5 s od zainicjowania ferrorezonansu dla całego badanego zakresu pojemności doziemnej

Amplitude of phase voltage

Umax [kV]

0.1

Rys. 6. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 0,5 s od zainicjowania ferrorezonansu

0.1

0.2

C [uF]

0.3

0.4

0.5

Rys. 7. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjowania ferrorezonansu

150 [V] 75 0 -75 -150 0.0

0.1

0.2

0.3

(f ile Blok858.015.PL4; x-v ar t) v :UP2

0.4

0.5

0.6 [s] 0.7

Rys. 8. Przebiegi napięcia kolejności zerowej, C = 0,15 μF

3.0 [A] 1.5 0.0 -1.5 -3.0 0.0

0.1

0.2

(f ile Blok858.015.PL4; x-v ar t) c:S1A -X0002A

0.3

c:S1B -X0002B

0.4

c:S1C

0.5

0.6 [s] 0.7

-X0002C

Rys. 9. Przebiegi prądów przekładników napięciowych, C = 0,15 μF Amplitude of phase voltage

Umax [kV]

ψ m (Wb)

0.4

(f ile Blok858.019.PL4; x-v ar t) v :UP2

150 [V] 75

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 10. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjowania ferrorezonansu

C = 0,01–1 μF, obejmującego przypadek pracy pojedynczej sekcji rozdzielni 10 kV oraz połączonych dwóch sekcji rozdzielni. Jest to także przypadek zasilania sieci potrzeb własnych transformatorem odczepowym TO bez rezystorów uziemiających, bez ograniczników przepięć i bez

179

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 171–177

-150 2.0

2.2

(f ile Blok858.028.PL4; x-v ar t) v :UP2

2.4

2.6

2.8

[s] 3.0

Rys. 11. Przebieg napięcia kolejności zerowej dla C = 0,78 μF (połączone dwie sekcje) Amplitude of phase voltage

Umax [kV]

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 12. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjowania ferrorezonansu przy zasilaniu transformatorem rezerwowym TR

Ferroresonance map

R [om]

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 13. Mapa ferrorezonansu trwałego, gdzie: R – rezystancja tłumiąca w obwodzie otwartego trójkąta, symbol – amplituda napięcia kolejności zerowej z zakresu 10–50 V, * – z zakresu 50–100 V, ¡ – amplituda powyżej 100 V

obciążenia otwartego trójkąta przekładników napięciowych. Z obliczeń zilustrowanych na rys. 10 wynika, że przypadek pracy połączonych dwóch sekcji stacji (C = 0,5–1 μF) charakteryzuje znacznie większa podatność na ferrorezonans niż przy pracy pojedynczej sekcji. Przy tym charakter ferrorezonansu jest inny. Przykładowo dla C = 0,78 μF przebieg napięcia ma niestabilną amplitudę i częstotliwość 23 Hz. Fragment przebiegu napięcia kolejności zerowej ilustruje rys. 11. W przypadku zasilania rozdzielni transformatorem rezerwowym TR podatność na ferrorezonans jest wyraźnie mniejsza. Sytuację taką ilustruje wykres bifurkacyjny przedstawiony na rys. 12. Dla zobrazowania wpływu obciążenia układu otwartego trójkąta przekładników napięciowych na tłumienie ferrorezonansu wykonano serię obliczeń, a wyniki przedstawiono w postaci mapy ferrorezonansu (rys. 13). Obliczenia wykonywano dla wariantu zasilania rozdzielni transformatorem odczepowym TO bez rezystorów uziemiających, bez ograniczników przepięć

180

Rys. 13 pozwala określić, jak duże obciążenie obwodu otwartego trójkąta (jak mała wartość rezystancji) jest w stanie wytłumić ferrorezonans. Przykładowo dla pojemności sieci C = 0,14 μF jest to rezystancja R ≤ 1000 Ω, a dla C = 0,81 μF rezystancja R ≤ 100 Ω. W energetyce obserwuje się sytuacje, a obliczenia to potwierdzają, w których istnieją takie warunki pracy sieci, że nie da się wytłumić ferrorezonansu drogą obciążenia otwartego trójkąta nawet dowolnie małą rezystancją. Na rys. 13 pokazano także sytuacje, w których przy małym obciążeniu otwartego trójkąta (R > 1000 Ω) ferrorezonansu trwałego nie ma, a przy zwiększaniu obciążenia (R = 100 Ω) ferrorezonans się pojawia. Tak jest przykładowo dla C = 0,13 μF. Zbadano wpływ obecności ograniczników przepięć przyłączonych na szynach stacji lub na początku linii kablowych na efekt tłumienia ferrorezonansu. Przyjęto ograniczniki warystorowe o napięciu znamionowym U R = 15 kV i maksymalnym napięciu trwałej pracy UC = 12 kV. Zdolność pochłaniania energii przez te ograniczniki wynosi 5,5 kJ/kV UC. Na rys. 14 przedstawiono zamodelowaną charakterystykę napięciowo-prądową tego ogranicznika. Badając sieć o pojemności C = 0,14 μF, stwierdzono, że obecność w sieci jednego, dwóch lub trzech ograniczników nie tłumi przepięć ferrorezonansowych. Dopiero włączenie czterech ograniczników i więcej powoduje tłumienie ferrorezonansu. Na rys. 15 przedstawiono wykres bifurkacyjny, obrazujący amplitudy kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjowania zakłócenia. W sieci tej włączone są cztery ograniczniki przepięć. Sieć 10 kV zasilana jest transformatorem odczepowym TO bez rezystorów w punkcie gwiazdowym. Stwierdzono, że obecność czterech ograniczników przepięć nie tłumi ferrorezonansu dla wszystkich konfiguracji pracy sieci. Ponadto pojawiają się obszary zmienności pojemności doziemnej C, dla których ferrorezonans pojawia się, mimo że bez tych ograniczników przepięć nie występował (np. dla C = 0,02–0,13 μF). Wynika z tego, że obecność ograniczników przepięć nie zawsze oznacza zmniejszenie podatności sieci na występowanie ferrorezonansu. Żeby zbadać, czy większa liczba ograniczników przepięć wpłynie znacząco na zmniejszenie wrażliwości sieci na ferrorezonans, wykonano obliczenia pozwalające zbudować wykres bifurkacyjny dla sieci, w której włączono dziesięć ograniczników przepięć. Wyniki przedstawiono na rys. 16. Nie stwierdzono zależności podatności sieci na ferrorezonans od liczby włączonych ograniczników przepięć. Dla pewnych zakresów pojemności sieci wrażliwość na ferrorezonans przy dołączaniu ograniczników

60 [kV] 40 20 0

(f ile ZnO.pl4; x-v ar c:A factors: 1.00E-03 offsets: 0

-B) v :A 1 0

[kA] 25

Rys. 14. Charakterystyka napięciowo-prądowa ogranicznika przepięć przyjętego do obliczeń

Amplitude of phase voltage

Umax [kV]

0 -75

i z obciążeniem otwartego trójkąta przekładników napięciowych w zakresie od R = 106 Ω do R = 1 Ω. Obecność symbolu graficznego na mapie ferrorezonansu oznacza istnienie ferrorezonansu trwałego, przy czym symbol oznacza amplitudę napięcia kolejności zerowej z zakresu 10–50 V, symbol * z zakresu 50–100 V, a symbol ¡ amplitudę powyżej 100 V.

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 15. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zasilanie transformatorem odczepowym TO. Włączone cztery ograniczniki przepięć

Amplitude of phase voltage

Umax [kV]

150 [V] 75

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 16. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zasilanie transformatorem odczepowym TO. Włączonych dziesięć ograniczników przepięć

20 [kV] 10 0 -10 -20 0.0

0.2

(f ile 13.PL4; x-v ar t) v :S1A

0.4

v :S1B

v :S1C

0.6

0.8

1.0

1.2 [s] 1.4

Rys. 17. Przebiegi napięć fazowych na szynach po załączeniu rozdzielni pod napięcie (C = 0,13 μF)

4 [A] 2 0 -2 -4 0.0

0.2

0.4

(f ile 13.PL4; x-v ar t) c:S1A -IP2A

0.6

c:S1B -IP2B

c:S1C

0.8

-IP2C

1.0

1.2 [s]

1.4

Rys. 18. Prądy fazowe przekładników w polu pomiarowym po załączeniu rozdzielni pod napięcie (C = 0,13 μF)

przepięć nawet rośnie, dla innych zmienia się jego charakter. Ferrorezonans w sieci może być wywołany przez rozmaite zakłócenia. Może to być łączenie odpływu lub całej rozdzielni wyłącznikiem w polu transformatorowym. Taki przypadek zilustrowano na rys. 17 i 18. Przedstawiają one odpowiednio przebiegi napięć fazowych na szynach oraz prądy fazowe przekładników w polu pomiarowym

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 171–177

po załączeniu rozdzielni pod napięcie. Pojemność doziemna rozdzielni wynosi C = 0,13 μF, przekładniki są słabo obciążone, brak jest ograniczników przepięć. Żeby zbadać podatność sieci na wystąpienie ferrorezonansu podczas załączania rozdzielni pod napięcie, wykonano odpowiednie obliczenia, których wynik w postaci wykresu bifurkacyjnego przedstawiono na rys. 19 i 20. Przedstawiają one amplitudy kolejnych okresów napięcia Amplitude of phase voltage

Umax [kV]

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 19. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zamknięcie wyłącznika w polu transformatorowym. Obserwacja po 1 s od załączenia

Amplitude of phase voltage

Umax [kV]

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 20. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zamknięcie wyłącznika w polu transformatorowym. Obserwacja po 5 s od załączenia

RU [om]

Ferroresonance map

0.2

0.4

C [uF]

0.6

0.8

Rys. 21. Mapa ferrorezonansu trwałego, gdzie: RU – rezystancja uziemiająca w punkcie gwiazdowym transformatora odczepowego TO, symbol – amplituda napięcia kolejności zerowej poniżej 50 V, * – amplituda z zakresu 50–100 V, ¡ – amplituda powyżej 100 V

fazy L1 po czasie odpowiednio 1 s i 5 s od zamknięcia wyłącznika w polu transformatorowym. Z obliczeń pokazanych na rys. 19 i 20 widać, że załączanie rozdzielni pod napięcie wywołuje powstanie ferrorezonansu dla szerokiego zakresu wartości pojemności doziemnej, ale ferrorezonans trwały ma miejsce jedynie przy rozległości sieci odpowiadającej pojemności doziemnej C = 0,49 μF. Włączenie rezystora uziemiającego w punkt gwiazdowy transformatora odczepowego TO wpływa na zmniejszenie podatności układu na ferrorezonans. Powoduje jednak zwiększenie zagrożenia porażeniowego przy zwarciu doziemnym. Wykonano obliczenia obrazujące podatność układu na ferrorezonans w zależności od wartości rezystancji RU uziemiającej, włączonej w punkt gwiazdowy transformatora odczepowego. Przedstawiono je w postaci mapy ferrorezonansu na rys. 21. Obrazuje ona maksymalną amplitudę napięcia kolejności zerowej na zaciskach otwartego trójkąta po czasie t = 5 s od inicjacji ferrorezonansu, w zależności od rezystancji uziemienia RU i pojemności doziemnej sieci C. Brak symbolu oznacza brak ferrorezonansu trwałego. Z obliczeń wynika, że rezystancja uziemiająca RU = 1000 Ω zapewnia odporność na ferrorezonans we wszystkich konfiguracjach sieci. Można więc rozważyć zastosowanie rezystora RU = 1000 Ω zamiast tzw. 100 A – tj. 57,8 Ω. 4. Wnioski końcowe Sieć średniego napięcia układu potrzeb własnych, podobnie jak inne sieci tego typu, ze względu na obecność pojemności doziemnej i nieliniowych indukcyjności przekładników napięciowych są wrażliwe na pojawienie się w nich ferrorezonansu. Rozważana sieć jest obiektem o dużej wrażliwości charakteru odpowiedzi na zakłócenie na niewielkie zmiany jej parametrów, głównie takich, jak pojemność doziemna i obciążenie przekładników napięciowych. Zaprezentowany sposób badania sieci i zobrazowania wyników w postaci wykresów bifurkacyjnych jest wygodny do określania niebezpiecznych warunków pracy, czyli zakresu parametrów, przy których wrażliwość na wystąpienie ferrorezonansu jest podwyższona. Pozwala wobec tego na unikanie tych warunków pracy, ale także na wyjaśnienie przyczyn ewentualnej awarii. Prezentowane mapy ferrorezonansu pozwalają określić minimalne obciążenie przekładników napięciowych zapewniające tłumienie ferrorezonansu. Zazwyczaj obciążenie otwartego trójkąta rezystancją 100 Ω jest wystarczające do osiągnięcia efektu tłumienia.

Zastosowanie warystorowych ograniczników przepięć nie gwarantuje wytłumienia ferrorezonansu. Najpewniejszym sposobem niedopuszczenia do powstania ferrorezonansu jest uziemienie punktów gwiazdowych transformatorów przez odpowiednią rezystancję. Wadą tego sposobu jest wzrost zagrożenia porażeniowego podczas zwarć doziemnych. Stwierdzono, że rezystancja uziemiająca RU = 1000 Ω zapewnia skuteczne tłumienie ferrorezonansu. Bibliografia 1. Nowak W., Moskwa S., Tarko R., Problemy eksploatacji elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, Acta Energetica 2011, nr 1, s. 31–38. 2. Wörnle F., Harrison D., Zhou C., Analysis of a Ferroresonant Circuit Using Bifurcation Theory and Continuation Techniques, IEEE Transactions on Power Delivery 2005 No. 1, 2005, doi: 10.1109/TPWRD./2004.835529, s. 191–196. 3. Wisniewski J., Anderson E., Karolak J., Search for Network Parameters Preventing Ferroresonance Occurrences. 9-th International Conference „Electrical Power Quality and Utilisation”, Barcelona, October 2007, doi: 10.1109/ EPQU.2007.4424141, s. 1–6. 4. Radmanesh H., Hamid F.S., Analyzing Ferroresonance Phenomena in Power Transformers Including Zinc Oxide Arrester and Neutral Resistance Effect, Applied Computational Intelligence and Soft Computing, Vol.2012, doi:10.1155/2012/525494, s. 1–5. 5. I r a v a n i M . , Modeling and Analysis Guidelines for Slow Transients – Part III. The Study of Ferroresonance, IEEE Transactions on Power Delivery 2000, No. 1, doi: 10.1109/61.847260, s. 255–265. Przedstawione w artykule wyniki uzyskano w badaniach współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach umowy SP/E/1/67484/10 – Strategiczny Program Badawczy – Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych „zero-emisyjnych” bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO2 ze spalin.

181

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 171–177

Józef Wiśniewski

dr inż. Politechnika Łódzka e-mail: jozef.wisniewski@p.lodz.pl Absolwent Politechniki Łódzkiej (1973). Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Zajmuje się zagadnieniami modelowania i symulacji stanów nieustalonych w systemach elektroenergetycznych oraz zabezpieczeniami elektroenergetycznymi. Od 1973 roku jest członkiem SEP.

Edward Anderson

prof. dr hab. inż. Politechnika Warszawska e-mail: instytut.energetyki@ien.com.pl Ukończył studia na Politechnice Warszawskiej (1961). Od tego czasu pracuje w Instytucie Energetyki w Warszawie. Jego aktywność naukowa obejmuje: problematykę procesów przejściowych, występujących w sieciach elektroenergetycznych wysokich i średnich napięć wskutek zakłóceń zwarciowych i operacji łączeniowych, zagadnień optymalizacji warunków eksploatacji sieci elektroenergetycznych średnich napięć (miejskich, terenowych, elektrownianych i przemysłowych), badania uziemień urządzeń elektroenergetycznych oraz analizy ich oddziaływania na inne urządzenia oraz środowisko i bezpieczeństwo ludzi. Jest członkiem CIGRE, CIRED oraz SEP.

Janusz Karolak

dr inż. Instytut Energetyki w Warszawie e-mail: instytut.energetyki@ien.com.pl Ukończył studia o specjalności aparaty elektryczne na Politechnice Warszawskiej (1969). Od 1971 roku jest zatrudniony w Instytucie Energetyki w Warszawie, początkowo w Laboratorium Zwarciowym, gdzie zajmował się budową i modernizacją układów probierczo-pomiarowych oraz badaniem urządzeń i aparatów elektrycznych. Obecnie zakres jego działalności obejmuje: analizy warunków pracy, wymagania techniczne, dobór aparatów i urządzeń średniego i wysokiego napięcia, badania poziomów przepięć oraz ocenę skuteczności układów ochrony przeciwprzepięciowej instalowanych w sieciach, analizę układów elektroenergetycznych z elementami o nieliniowej indukcyjności oraz metody tłumienia lub eliminowania drgań ferrorezonansowych, zagadnienia związane z ustalaniem przyczyn awarii w systemie elektroenergetycznym. Jest członkiem CIGRE, SEP oraz przewodniczącym Komitetu Technicznego PKN.

182

NOTATKI

183

NOTES

184

185

186

Power Engineering Quarterly