Acta Energetica Power Engineering Quarterly 2/19 (June 2014) by ENERGA SA

2/19 (June 2014)

YEAR 6

ISSN 2300-3022

research and development | technology | economy | law | management

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

Art Design Maciej Blachowski

Typesetting

Ryszard Kuźma

Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

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

Electronic Media

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

Information about the oryginal version

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

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

From the Chief Editor Energy security comprises the area of rationalisation of energy acquisition and use and its provision to all three end markets: the electric energy market, the heat market and the liquid fuels market. In addition, energy security is defined as the potential of an economy to meet the existing and forecasted demands of fuel and energy users, in a way which is technologically and commercially justified, while conforming to environmental requirements. Energy supply security is the ability of a power system to ensure operational safety of a power network and to offset electric energy supplies with existing energy demands. Accordingly, the electric energy supply security to end-users constitutes security (supply reliability and electric energy quality) considered from the perspective of an individual energy user, within the context of individual rights and obligations of a user, the ability to influence energy security as well as from one’s own perspective of the risk of a loss of security. Who is responsible for energy security within the area of electric energy? When assessing power systems in the technological sense, three essential components may be identified: energy sources, power networks and consumers. When the issue of ownership or functionality is considered, one can discern users, power plants, distribution companies and network operators: transmission system operators (TSO) and distribution system operators (DSO). The requirements and obligations within these groups may be defined in the following way: Users require: an interruption-free electric power supply with specifically defined quality parameters such as: voltage, frequency and sufficiently low voltage harmonic content. They also expect that the energy prices remain capped for a suitably long period of time or alternatively, that the price increase is small and tolerable. Within this group, the liability for the development of power systems and energy security is practically non-existent. Power plants – understood as legal or natural persons who fulfil the role of an owner – require: an interruption-free power supply and no limitations in regard to the power output which can be introduced into the power network. This stems directly from the objective being implemented which can be described as the maximum financial effect of the conducted enterprise. At the same time, with the exception of an awareness of the indispensability of coexistence (more frequent in the case of system sources rather than small, distributed energy sources), liability for the growth of power systems and energy security does not exist. Transmission and distribution system operators are virtually the only entities which are formally responsible for the correct – i.e. safe operation of power systems. This liability arises directly from the Energy Law, as specified by art. 9c, sec. 2 for transmission system operators and art. 9c, sec. 3 (Energy Law of 11 August 2011) for distribution system operators. With full awareness of the crucial role the power network operators play in relation to energy security, I hope you enjoy reading the articles below. Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Bezpieczeństwo energetyczne obejmuje sferę racjonalizacji pozyskiwania i użytkowania energii oraz jej dostawy na wszystkie trzy rynki końcowe: na rynek energii elektrycznej, rynek ciepła oraz rynek paliw płynnych. Bezpieczeństwo energetyczne definiuje się również jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię, w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska. Bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej to zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię. Tym samym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych to bezpieczeństwo (niezawodność zasilania, jakość energii elektrycznej) rozpatrywane w perspektywie indywidualnego odbiorcy, w kontekście indywidualnych praw i obowiązków odbiorcy oraz możliwości jego wpływania na bezpieczeństwo, a także szacowania własnego ryzyka utraty bezpieczeństwa. Kto odpowiada za bezpieczeństwo energetyczne w obszarze energii elektrycznej? W systemie elektroenergetycznym, w sensie technicznym, można wyróżnić trzy podstawowe elementy: źródła energii, sieci elektroenergetyczne oraz odbiorców. Z własnościowego lub operacyjnego punktu widzenia można wyróżnić tu odbiorców, elektrownie, spółki dystrybucyjne oraz operatorów sieci: przesyłowej (OSP) i rozdzielczych (OSD). Wymagania i odpowiedzialność w tych grupach podmiotów można określić następująco: Odbiorcy wymagają: bezprzerwowego dostępu do energii elektrycznej o określonych parametrach jakościowych, tj. poziomie napięcia, wartości częstotliwości oraz odpowiednio niskiej zawartości harmonicznych napięcia. Oczekują również braku wzrostu ceny energii w odpowiednio długich okresach czasu lub ewentualnie akceptują mały wzrost tych cen. Równocześnie w tej grupie podmiotów odpowiedzialność za rozwój i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego praktycznie nie występuje. Elektrownie, rozumiane tu jako osoby prawne lub fizyczne będące właścicielami, są zainteresowane: bezprzerwowym dostępem do sieci elektroenergetycznej oraz brakiem ograniczeń co do wartości mocy, jaką mogą wprowadzać do sieci elektroenergetycznej. Wynika to bezpośrednio z realizowanego celu, który można określić jako maksymalizację efektu finansowego prowadzonej działalności. Równocześnie, pomijając świadomość niezbędności współistnienia (częściej występującą w przypadku źródeł systemowych niż małych, rozproszonych źródeł energii), występuje tu brak odpowiedzialności za rozwój i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. Operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych są praktycznie jedynymi podmiotami, które formalnie są odpowiedzialne za właściwą, tj. bezpieczną pracę systemów elektroenergetycznych. Odpowiedzialność ta wynika wprost z Prawa energetycznego dla OSP z art. 9c ust. 2, a dla OSD z art. 9c ust. 3 (Prawo energetyczne, 11.08.2011). Ze świadomością, jak istotni są operatorzy sieci elektroenergetycznych dla bezpieczeństwa energetycznego, zapraszam do lektury artykułów. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica 1

Table of contents A Novel Algorithm of Forecasting the Potential Development of Generation in the Distribution Grid Michał Bajor, Piotr Ziołkowski, Piotr Skoczko. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Master Automatic Control System for the Power Industry Michał Białecki, Jerzy Drutko, Radosław Izakiewicz, Antonina Kieleczawa , Piotr Pietras, Roman Skakowski, Wojciech Szubert, Edward Ziaja . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 Using Private Properties for Electrical Energy Delivery and Responsibility for Accidents Grzegorz Błajszczak. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 Renewable Energy Sources on the Polish Electrical Energy Market Paweł Bućko. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 Power demand forecasting methodology as a tool for planning and development of the distribution networks Jarosław G. Korpikiewicz, Leszek Bronk, Rafał Magulski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Methodology of Using Ancillary Services Provided by Distributed Generation for Planning and Development of MV Network Processes Jarosław G. Korpikiewicz, Leszek Bronk, Tomasz Pakulski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Capabilities Deliver Ancillary Services Provided by Decentralized Energy Generation Jarosław G. Korpikiewicz, Leszek Bronk, Tomasz Pakulski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 Analysis of Tools Supporting the Transmission Grid Development Planning in Market Conditions Mieczysław Kwiatkowski, Maksymilian Przygrodzki . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 World Water Day 2014 – Water & Energy Wojciech Majewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 Efficiency as a Priority of EU Energy Policy Jacek Malko. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 The Implementation of Smart Metering System in ENERGA-OPERATOR SA – From Idea to Production Robert Masiąg. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 Measurements of Voltage Harmonics in 400 kV Transmission Network Ryszard Pawełek, Irena Wasiak, Marian Jurek. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 Scheduling Coordinator’s Flat Rate Service for Wind Energy Development in Poland Zbigniew Prondziński, Tomasz Rubanowicz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 Energy and Economic Effectiveness of Electricity Generation Technologies of the Future Bolesław Zaporowski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156

Spis treści Nowy algorytm prognozowania potencjału rozwoju generacji w sieci dystrybucyjnej Michał Bajor, Piotr Ziołkowski, Piotr Skoczko.................................................................................................................................................................... 9 Kompleksowa obsługa obiektów przemysłowych z wykorzystaniem systemu automatyzacji master Michał Białecki, Jerzy Drutko, Radosław Izakiewicz, Antonina Kieleczawa, Piotr Pietras, Roman Skakowski, Wojciech Szubert, Edward Ziaja............................................................................................................................................................................................................................22 Użytkowanie własności prywatnej przy przesyle energii i odpowiedzialność cywilna Grzegorz Błajszczak................................................................................................................................................................................................................35 Odnawialne źródła energii na rynku energii elektrycznej w Polsce Paweł Bućko.............................................................................................................................................................................................................................47 Metodyka prognozowania zapotrzebowania na moc jako narzędzie planowania rozwoju sieci dystrybucyjnych Jarosław G. Korpikiewicz, Leszek Bronk, Rafał Magulski...............................................................................................................................................58 Metodyka wykorzystania usług regulacyjnych świadczonych przez generację rozproszoną przy planowaniu rozwoju sieci sn Jarosław G. Korpikiewicz, Leszek Bronk, Tomasz Pakulski............................................................................................................................................66 Możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez generację rozproszoną Jarosław G. Korpikiewicz, Leszek Bronk, Tomasz Pakulski............................................................................................................................................75 Analiza narzędzi wspomagających planowanie rozwoju sieci przesyłowej w warunkach rynkowych Mieczysław Kwiatkowski , Maksymilian Przygrodzki......................................................................................................................................................86 Światowy Dzień Wody 2014 pod hasłem „Woda i energia” Wojciech Majewski.................................................................................................................................................................................................................98 Efektywność jako priorytet polityki energetycznej UE Jacek Malko............................................................................................................................................................................................................................109 Wdrożenie systemu inteligentnego opomiarowania w energa-operator sa – od pomysłu do realizacji Robert Masiąg.......................................................................................................................................................................................................................121 Pomiary wyższych harmonicznych napięcia w sieci 400 kv Ryszard Pawełek, Irena Wasiak, Marian Jurek.................................................................................................................................................................135 Zryczałtowana usługa operatora handlowo-technicznego na potrzeby rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce Zbigniew Prondziński, Tomasz Rubanowicz...................................................................................................................................................................149 Efektywność energetyczna i ekonomiczna perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej Bolesław Zaporowski...........................................................................................................................................................................................................162

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 4–8

A Novel Algorithm of Forecasting the Potential Development of Generation in the Distribution Grid

Authors Michał Bajor Piotr Ziołkowski Piotr Skoczko

Keywords dispersed generation, forecasting

Abstract The paper presents a novel method of forecasting the potential for the development of various types of generation, including renewable, connecting to the distribution grid. The proposed algorithm is based on the idea of identifying different factors influencing the possibility of developing various types of generation in different time horizons. Descriptions of subsequent stages of the forecasting procedure, used terms and the software implementing the algorithm, developed by the authors, are also included in the paper. Finally, comments regarding the reliability of the results obtained using the method are described.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014201

1. Introduction Forecasted generation development is one of the most important factors to be taken into account when planning power grid development. Connection of generating sources often results in a necessity to develop the grid, as it is necessary to provide capacity for power transfer from newly-connected sources in different grid conditions, also during low demand periods or during contingency states. Estimation of generation capacity which is likely to be connected in the future takes special significance at present times, when the characteristics of such newly connected generation quickly changes. Centralised generation is being replaced by distributed sources, which are moreover connected deep within the grid structure and whose location is, to a large extent, determined by factors not related to the grid, like weather conditions or economic and legal considerations. Thus such generation is often placed in the areas with low demand, where high transmission capacity has not been required thus far. Also the characteristics of the generating sources themselves differs from the traditional generation model within a power grid. Many sources based on renewable energy, e.g. wind farms or photovoltaic panels, operate intermittently, and even more importantly their output is at least partially unpredictable. This fact makes it even more important to appropriately take into account probable generation development (for different types of generation) when planning distribution grid development. This paper proposes an algorithm for predicting the potential development of generation in the distribution grid. The algorithm has been created within a project carried out by the 4

Institute of Power Engineering, Gdańsk Division for ENERGA SA in collaboration with ENERGA-OPERATOR SA [1].

2. Proposed approach 2.1. Method Forecasting generation development is a task more complex than forecasting other factors related to the power system, like power demand for example, as such development is practically totally independent from previous trends at a certain area. Dynamic growth of generation capacity in the past cannot be extrapolated to the future, and due to already mentioned changes in characteristics of connected capacities, current capacity distribution may radically change over just a few years. For this reason, the proposed algorithm for generation forecasting does not use historical data. Instead it is based on analysis of factors determining the capability of generation development in the future. Individual generation types, due to their different characteristics, will have different development capabilities in different areas, and in different time frames of a forecast. For that reason the generation forecasting algorithm is based on estimating forecasted capacity for every element of a set {G; H; A}, where: G – one of ten predefined types of generation which may be connected to the distribution grid, specific both in terms of utilised fuel or other energy source, and size, as presented in Tab. 1 H – time horizon of a forecast. A forecast is created for 2, 5 and 15-year periods A – area for which a forecast is created. It has been assumed that

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 4–8

a single forecast would be created for the area of a single gmina (municipality) are due to the relative uniformity of background conditions (natural, infrastructural, economic).

Code

Generation type description

FW1 (WF1)

Large wind farms (connected to 110 kV grid)

FW2 (WF2)

Small wind farms (capacity at least 2 MW in MV grid)

WF3

Wind microgeneration (wind farms below 2 MW in MV and LV grids)

SOL

Photovoltaic systems

BMA

Power plants on agricultural biomass

BGS (BGL)

Biogas plants on landfill gas

BGR (BGA)

Biogas plants on agricultural gas

EWO (HYD)

Hydroelectric plants

ECP (THP)

Other thermal generation

ELS (ELC)

Electric cars (V2G charging points)

Tab. 1. Generation types covered by a forecast

Sequence of steps taken during operation of the algorithm for every element of a set {G; H; A} is presented in Fig. 1.

measurable factors are: average population density in a municipality, annual average wind speed or total capacity of issued terms of connection for certain generation types. Exemplary immeasurable factors are: level of social acceptance for development of certain generation type, significance of tourism in a municipality’s economy or presence of conventional generation. Values of each influencing factor are determined individually for every area and time frame of a forecast, although in some cases those values may be identical by default, like wind conditions for a specific municipality in all time frames. The first stage of any forecasting process is checking so-called eliminating criteria for certain type of generation and certain time frame. The “eliminating criterion” is defined as such a value of certain influencing factor or combination of values of two or more influencing factors, which precludes any possibility of development of a certain generation type at specified time frame and at an investigated area. Fulfilment of any eliminating criterion for a certain generation type within the nominal time frame and at a certain municipality’s area terminates the operation of the algorithm for the current data set {G; H; A} and yields a value of zero. Further calculations, i.e. the main forecasting algorithm, are only carried out if no eliminating criterion for a certain set is fulfilled. Eliminating criteria are defined individually for every type of generation and every forecasting time horizon. Examples of eliminating criteria for large wind generation in a two-year period are e.g.: insufficient annual average wind speed or absence of issued terms of connection for this type of generation, combined with absence of land designated for wind power development in local spatial development plans. If no eliminating criterion is fulfilled for a certain type of generation and certain time frame on the analysed area, the main forecasting algorithm is started and it determines output value for the set {G; H: A}. Values of forecasted capacity of certain type of generation for a specific time frame and specific municipality are determined using the relation (1).

∀G ∀ H ∀O Fig. 1. Diagram of the generation forecasting algorithm

The idea behind the proposed generation forecasting method is to take into account multiple factors which may influence development possibilities for specific type of generation at specific area, so-called influencing factors. An influencing factor is defined as a phenomenon or parameter which affects development of certain generation type at a nominal time horizon in the area covered by the forecast. Influencing factors describe conditions (natural, infrastructural, economic and other) of the specific area covered by a forecast in numerical form. They may be divided into: measurable, i.e. describing parameters which may be unambiguously quantified, and immeasurable, i.e. ones which must be presented in descriptive form in order to be translated to numerical format. Exemplary

P G , H ,O = ∑ (WCGn , H ⋅ CnG , H ,O ) ⋅ PmxG , H (1) ∀n

where: PG,H,A – forecasted generation capacity G at time horizon H at an area A, FnG,H,A – value of the function of the n-the influencing factor for generation G within horizon H at area A, WCnG,H – weight of the influencing factor Fn for generation G within horizon H, PmaxG,H – reference capacity for generation G within horizon H [MW]. Individual influencing factors are determined individually for every area and forecasting horizon, and assume values within different ranges, depending on a factor. Calculations however involve normalised (i.e. within the interval <0; 1>) values of individual influencing factors, calculated as a result of functions defined individually for every influencing factor, type of generation and forecasting horizon. Those functions are intended to model actual influence of a specific influencing factor on capabilities of developing a nominal generation type at a certain area, by assigning values from the interval <0; 1> to different 5

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 4–8

possible values of such factor. A low value of a function (especially zero) should be interpreted as presence of unfavourable conditions for a certain type of generation at an investigated area (e.g. low wind speeds in the case of wind power), while higher values stand for more favourable conditions. Factors which favour development of a certain generation type will be therefore described by increasing functions, while those whose higher intensity has an adverse effect on generation development – by decreasing functions. Functions defined for the same influencing factor may be drastically different for two different generation types, e.g. higher population density in a municipality adversely affects possibilities of developing large wind farms due to lower land availability for such projects, which must be sited a certain distance from residential housing. However, in the case of photovoltaic panels higher population density is a favourable circumstance, because at least at the initial stage of development of this type of generation most systems will be most likely small-sized and installed close to buildings, on their roofs etc. Exemplary definitions of functions for two different influencing factors for a two-year horizon – mean annual wind speed (measurable factor, Fig. 2) and availability of 110 kV grids (immeasurable factor, Tab. 2) are presented below.

The significance of individual influencing factors on evaluation of development capabilities for a certain type of generation and certain forecasting horizon is described by influencing factor weights. Influencing factor weights may assume values from the interval <0; 1>. The sum of weights of all influencing factors for certain generation type and same forecasting horizon is always equal to 1. Factors which have larger influence on development possibilities of a certain generation type and within a certain forecasting horizon are assigned with higher weight values, while weights of those less significant are lower. A special although frequent case is a weight value of zero, which means that a certain factor has no influence whatsoever on capabilities of development of a certain generation type within specific forecasting horizon. In such a situation no function is defined for such an influencing factor, generation type and forecasting horizon. One example may be no influence of wind speed on development of all generation types except wind power. The output of a certain generation type for areas of individual municipalities is translated into values for a 110 kV substation using so-called reference power. Reference power values are supposed to reflect maximum theoretical potential for development of a certain generation type within a single municipality (i.e. in such a municipality where the conditions for development of such generation would be most favourable) and have been determined upon analyses of terms of connection issued so far in individual municipalities and possibilities of installing a certain type of generation within a single municipality.

2.2. Implementation The software implementing proposed algorithm and enabling input and edition of data necessary for generation forecasting has been developed within the project. Data input for the tool may be carried out in two different ways: • by manually filling tables of influencing factors for a certain municipality and forecasting horizon • by importing data from properly formatted external file. Fig. 2. Exemplary definition of function for a measurable factor

Forecasting generation development [MW] PCC

Definition

CFW1, H2,O

Generation

2 years

5 years

Darłowo

Total

20.5

30.0

60.5

FW1

10.0

30.0

FW2

8.0

15.0

FW3

2.5

5.0

10.0

SOL

0.0

4.5

BMA

0.0

BG5

0.0

absence of substations and 110 kV lines within the municipality and neighbouring municipalities

110 kV line in a neighbouring municipality

0.75

110 kV substation with extension capabilities in a neighbouring municipality

0.8

110 kV line within the municipality

0.95

BGR

0.0

EWO

0.0

ECP

0.0

ELS

0.0

1.0

110 kV substation with extension capabilities within the municipality

Tab. 2. Exemplary definition of function for an immeasurable factor Fig. 3. Presentation of the results of forecasting

15 years

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 4–8

A forecast is carried out for user-specified scope, i.e. for a selected substations and time horizons. Upon completion of calculations, forecasting results (forecasted connected capacity values expressed in MW) are presented in tabular form. They may also be exported (together with data used to generate forecast) in MS Excel format. A screenshot with exemplary forecasting results for a single substation for all forecasting horizons is shown in Fig. 3. Presented values of forecasted generation are not real forecasting results and are of exemplary character only.

3. Conclusions Evaluation of quality of the proposed algorithm, i.e. the reliability of generated forecasts, may not be carried out at this time for obvious reasons, but also due to the time needed to gather a full set of data required for carrying out forecasting. Yet even now it may be stated that forecasts will be characterised by considerable uncertainties, significantly increasing for longer forecasting horizons. These uncertainties result from the assumed forecasting approach; however it is difficult to envisage any valuable and credible alternative due to the reasons listed in the introduction. The forecasting result strongly depends on factors which are very difficult or even impossible to predict even for a near future, and whose variations may drastically alter the pace of development of a certain generation type. One example may be provided by the history of solar power generation in the Czech Republic, a country which has only slightly better insolation conditions than Poland, where intense support for solar generation development resulted in the installation of 2 GW of capacity within photovoltaic sources over just two years. Then however, the introduction of 26% tax rate for income generated from solar energy generation in late 2010, which also applies two years back, resulted in virtually immediate termination of new project development – in 2011 total capacity of PV sources installed in the Czech Republic amounted to just ca. 10 MW [2].

REFERENCES

1. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk [Institute of Power Engineering, Gdańsk Division], Opracowanie zasad planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej 110 kV, SN i nn, uwzględniających pracę rozproszonych źródeł wytwórczych – wytyczne planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej przeznaczone dla operatora systemu dystrybucyjnego [Drawing up the principles for planning the development of 110 kV, MV and LV distribution grid, taking into account the operation of dispersed generating sources - guidelines for planning the distribution grid development for the distribution system operator], pp. 108–130. 2. European Photovoltaic Industry Association Market Report, 2011.

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 4–8

Michał Bajor Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: m.bajor@ien.gda.pl Graduated from the Gdańsk University of Technology, Faculty of Electronics, Telecommunications and Informatics, specializing in distributed computing. Currently working as a Research Assistant / Project Manager in the Institute of Power Engineering in Gdańsk, Poland. Participated in numerous wind farm grid connection studies, as well as in other studies concerning wind farms impact on the electrical system and other types of grid studies. The main areas of his interest include probabilistic aspects of wind generation impact on the power system and non-deterministic computational methods of optimization of various aspects of grid operation..

Piotr Ziołkowski Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: p.ziolkowski@ien.gda.pl Graduated from the Faculty of Electrical and Control Engineering, specialisation electrical power engineering. Works as an engineer at the Department of Automation and System Analyses of the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. Participant of numerous projects concerning distributed generation connections to the grid and other analytical works related to the power system operation. His professional interests include: influence of wind power on the power system and issues related to planning distribution grid development.

Piotr Skoczko ENERGA-OPERATOR SA e-mail: piotr.skoczko@energa.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering, Gdańsk University of Technology, specialisation electrical power engineering, and from the Faculty of Management and Economics, Gdańsk University of Technology, in the field of economics and finance. Employed as Chief Engineer for Grid Development at ENERGA-OPERATOR SA. His work focuses on 110 kV grid development planning. His professional interests include MV and LV grid development in the context of cooperation with distributed generation and microgeneration. Author of papers and presentations focused on such issues shown at the Gdańsk University of Technology and at conferences.

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 4–8

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–8. When referring to the article please refer to the original text. PL

Nowy algorytm prognozowania potencjału rozwoju generacji w sieci dystrybucyjnej Autorzy

Michał Bajor Piotr Ziołkowski Piotr Skoczko

Słowa kluczowe

generacja rozproszona, prognozowanie

Streszczenie

Autorzy przedstawili w artykule propozycję algorytmu prognozowania potencjału rozwoju różnych rodzajów generacji, w tym odnawialnej, w sieci dystrybucyjnej, w różnych horyzontach czasowych. Algorytm jest oparty na identyfikacji czynników wpływu determinujących możliwość rozwoju danego rodzaju generacji. Opisano kolejne etapy procesu prognozowania, wprowadzone pojęcia oraz stworzone oprogramowanie implementujące zaprojektowany algorytm, przedstawiono również komentarze dotyczące wiarygodności otrzymywanych wyników prognozy.

1. Wprowadzenie Prognozowany rozwój generacji jest jednym z najistotniejszych czynników, które powinny być uwzględniane przy projektowaniu rozwoju sieci elektroenergetycznej. Przyłączanie źródeł wytwórczych często determinuje konieczność rozwoju sieci, ze względów na konieczność zapewnienia możliwości wyprowadzenia mocy z przyłączanych źródeł w różnych stanach sieci, także przy niższym zapotrzebowaniu lub w stanach wyłączeń. Szacunkowa znajomość mocy generacji prawdopodobnych do przyłączenia w przyszłości nabiera szczególnego znaczenia obecnie, kiedy następuje szybki proces zmiany charakteru generacji przyłączanej do sieci. Generacja scentralizowana zastępowana jest rozproszoną, przyłączaną także w głębi sieci, której lokalizacja jest w znacznym stopniu determinowana czynnikami niezwiązanymi z siecią energetyczną, np. warunkami meteorologicznymi lub uwarunkowaniami ekonomiczno-prawnymi, i stąd często znajduje się w rejonach o niskim zapotrzebowaniu, gdzie do tej pory nie było konieczności zapewnienia dużych zdolności przesyłowych sieci. W stosunku do tradycyjnego modelu generacji w sieci elektroenergetycznej zmienia się również charakter samych źródeł, wiele rodzajów źródeł wykorzystujących energię odnawialną, np. farm wiatrowych czy paneli fotowoltaicznych, cechuje się znaczną zmiennością, a co jeszcze bardziej istotne, przynajmniej częściową nieprzewidywalnością generowanej mocy. Fakt ten jeszcze bardziej podkreśla konieczność odpowiedniego uwzględnienia prawdopodobnego poziomu rozwoju generacji (różnych jej rodzajów) w procesie planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. W artykule przedstawiona została propozycja algorytmu prognozowania potencjału rozwoju generacji w sieci dystrybucyjnej. Algorytm został stworzony w ramach pracy wykonywanej przez Instytut Energetyki Oddział Gdańsk dla ENERGA SA, we współpracy z ENERGA-OPERATOR SA [1].

2. Proponowane podejście 2.1. Metoda Prognozowanie rozwoju generacji jest zadaniem bardziej złożonym niż prognozowanie innych czynników związanych z systemem elektroenergetycznym, takich jak np. zapotrzebowania na moc, ponieważ rozwój ten jest właściwie zupełnie niezależny od dotychczasowych trendów na danym obszarze. Dynamiczny wzrost generacji w przeszłości nie może zostać ekstrapolowany na przyszłość, a z uwagi na wspomniane zmiany charakteru przyłączanej generacji obecny rozkład generacji w sieci może ulec radykalnej zmianie na przestrzeni kilku lat. Z tego względu zaprojektowany algorytm prognozowania generacji nie uwzględnia danych historycznych, ale opiera się na analizie czynników determinujących możliwość rozwoju generacji w przyszłości. Poszczególne rodzaje generacji, ze względu na swój odmienny charakter, będą się cechowały zróżnicowaniem możliwości ich rozwoju na różnych obszarach oraz w różnych horyzontach czasowych prognozy. Dlatego też wykorzystany algorytm prognozowania generacji opiera się na wyznaczeniu wartości prognozowanej mocy dla każdego elementu zbioru {G; H; O}, gdzie: G – jeden z dziesięciu predefiniowanych rodzajów generacji możliwej do przyłączenia do sieci dystrybucyjnej, różniących się zarówno pod względem wykorzystywanego paliwa lub innego źródła energii, jak i rozmiaru instalacji, przedstawionych w tab. 1 H – horyzont czasowy prognozy. Prognoza wykonywana jest dla horyzontu 2, 5 i 15 lat O – obszar, dla którego wykonywana jest prognoza. Przyjęto, że prognoza wykonywana jest dla obszaru gminy, z powodu względnej jednorodności uwarunkowań (naturalnych, infrastrukturalnych, ekonomicznych). Sekwencja działań wykonywanych w trakcie pracy algorytmu dla każdego elementu zbioru {G; H; O} została przedstawiona na rys. 1.

Kod

Opis rodzaju generacji

FW1

Duża generacja wiatrowa (farmy w sieci 110 kV)

FW2

Mała generacja wiatrowa (farmy wiatrowe o mocy co najmniej 2 MW w sieci SN)

FW3

Mikrogeneracja wiatrowa (siłownie wiatrowe o mocy poniżej 2 MW w sieci SN i nn)

SOL

Instalacje fotowoltaiczne

BMA

Elektrownie na biomasę roślinną

BGS

Biogazownie na biogaz składowiskowy

BGR

Biogazownie na biogaz rolniczy

EWO

Elektrownie wodne

ECP

Inna generacja cieplna

ELS

Samochody elektryczne (stacje ładowania V2G)

Tab. 1. Rodzaje generacji objęte prognozą

Rys. 1. Schemet al.gorytmu prognozowania generacji

Ideą opracowanej metody prognozowania generacji jest uwzględnienie wielu czynników mających wpływ na możliwość rozwoju danego rodzaju generacji na określonym obszarze, tzw. czynników wpływu. Czynnik wpływu jest definiowany jako

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 4–8

zjawisko lub parametr warunkujący rozwój danego rodzaju generacji w nominalnym horyzoncie czasowym na obszarze prognozy. Czynniki wpływu opisują uwarunkowania (naturalne, infrastrukturalne, ekonomiczne i inne) charakterystyczne dla danego obszaru prognozy w postaci liczbowej. Można je podzielić na mierzalne, tzn. opisujące wielkości dające się jednoznacznie ująć w sposób ilościowy, oraz niemierzalne, tzn. takie, które w celu przełożenia na postać liczbową muszą zostać przedstawione w sposób opisowy. Przykładami czynników mierzalnych mogą być: średnia gęstość zaludnienia na terenie gminy, średnioroczna prędkość wiatru lub moc wydanych warunków przyłączenia dla danego rodzaju generacji, natomiast czynników niemierzalnych: poziom akceptacji społecznej dla rozwoju danego rodzaju generacji, znaczenie turystyki w gospodarce gminy lub obecność generacji konwencjonalnej. Wartości poszczególnych czynników wpływu są wyznaczane indywidualnie dla każdego obszaru i horyzontu czasowego prognozy, przy czym w niektórych przypadkach wartości te mogą być identyczne z założenia, np. warunki wietrzne na terenie danej gminy we wszystkich horyzontach czasowych. Pierwszym etapem każdorazowego procesu prognozowania jest sprawdzenie tzw. kryteriów eliminujących dany rodzaj generacji w określonym horyzoncie czasowym. Termin „kryterium eliminujące” definiowany jest jako wystąpienie takiej wartości określonego czynnika wpływu lub kombinacji wartości dwóch lub więcej czynników wpływu, która wyklucza jakikolwiek rozwój danego rodzaju generacji w danym horyzoncie czasowym na danym obszarze. Spełnienie jakiegokolwiek kryterium eliminującego dany rodzaj generacji w nominalnym horyzoncie czasowym na obszarze danej gminy skutkuje przerwaniem działania algorytmu i zwróceniem dla przedmiotowego zestawu danych {G; H; O} wartości zero. Dalsze obliczenia, czyli właściwy algorytm prognozujący, wykonywane są jedynie w przypadku niespełnienia żadnego kryterium eliminującego dla danego zestawu. Kryteria eliminujące definiowane są indywidualnie dla każdego rodzaju generacji i każdego horyzontu prognozy. Przykładami kryteriów eliminujących dla dużej generacji wiatrowej w horyzoncie dwóch lat są np.: zbyt niska średnioroczna prędkość wiatru lub brak wydanych warunków przyłączenia dla tego rodzaju generacji, połączony z brakiem zapisów przewidujących teren na budowę siłowni wiatrowych w miejscowych planach zagospodarowania przestrzennego. W przypadku niespełnienia żadnego kryterium eliminującego rozwój danego rodzaju generacji w danym horyzoncie czasowym na analizowanym obszarze uruchamiany jest „właściwy” algorytm prognozujący, wyznaczający wartość mocy dla zestawu {G; H; O}. Wartości prognozowanej mocy danego rodzaju generacji w danym horyzoncie czasowym na obszarze danej gminy wyznaczane są na podstawie zależności (1).

∀G ∀ H ∀O

P G , H ,O = ∑ (WCGn , H ⋅ CnG , H ,O ) ⋅ PmxG , H ∀n

(1) gdzie: PG,H,O – prognozowana moc generacji G w horyzoncie H na obszarze O CnG,H,O – wartość funkcji n-tego czynnika 10

wpływu dla generacji G w horyzoncie H na obszarze O WCnG,H – waga czynnika wpływu Cn dla generacji G w horyzoncie H, PmxG,H – moc odniesienia dla generacji G w horyzoncie H [MW]. Wartości poszczególnych czynników wpływu są wyznaczane indywidualnie dla każdego obszaru i horyzontu czasowego prognozy i przyjmują wartości z różnych zakresów w zależności od konkretnego czynnika. Do celów obliczeń wykorzystywane są natomiast znormalizowane (zawierające się w przedziale <0; 1>) wartości poszczególnych czynników wpływu, otrzymane jako wynik działania funkcji zdefiniowanych indywidualnie dla każdego czynnika wpływu, rodzaju generacji oraz horyzontu prognozy. Funkcje te mają za zadanie modelowanie rzeczywistego wpływu wartości danego czynnika na możliwości rozwoju nominalnego rodzaju generacji na danym obszarze, przyporządkowując poszczególnym możliwym wartościom czynnika wpływu wartość z przedziału <0; 1>. Niską wartość funkcji (w szczególności równą zeru) należy interpretować jako występowanie na analizowanym obszarze niekorzystnych uwarunkowań z punktu widzenia możliwości rozwoju danego rodzaju generacji (np. niska wietrzność w przypadku generacji wiatrowej), natomiast im wyższa wartość funkcji – tym korzystniejsze uwarunkowania. Czynnikom sprzyjającym rozwojowi danego rodzaju generacji przypisane będą więc funkcje rosnące, zaś czynnikom, których większe nasilenie ma niekorzystny wpływ na możliwości rozwoju generacji – funkcje malejące. Funkcje zdefiniowane dla tego samego czynnika wpływu mogą różnić się diametralnie dla dwóch różnych rodzajów generacji, np. większa gęstość zaludnienia na terenie gminy wpływa negatywnie na możliwość rozwoju dużych farm wiatrowych ze względu na mniejszą dostępność terenu dla siłowni wiatrowych, które muszą być lokalizowane w pewnej odległości od siedzib ludzkich. W przypadku paneli fotowoltaicznych natomiast, większa gęstość zaludnienia jest czynnikiem sprzyjającym, ponieważ przynajmniej w początkowej fazie rozwoju tego rodzaju generacji większość tych instalacji będzie prawdopodobnie niewielkich gabarytów i umiejscawiana w pobliżu zabudowań, na dachach itp. Poniżej przedstawione zostały przykłady definicji funkcji dwóch czynników wpływu w horyzoncie dwóch lat: wietrzności (czynnik mierzalny, rys. 2) oraz dostępności sieci 110 kV (czynnik niemierzalny, tab. 2).

Rys. 2. Przykład definicji funkcji czynnika mierzalnego

CFW1,

Definicja

brak GPZ oraz linii 110 kV w gminie i w gminach sąsiednich

linia 110 kV w sąsiedniej gminie

0,75

GPZ z możliwością rozbudowy w sąsiedniej gminie

0,8

linia 110 kV na terenie gminy

0,95

GPZ z możliwością rozbudowy w gminie

H2, O

Tab. 2. Przykład definicji funkcji czynnika niemierzalnego

Znaczenie danego czynnika wpływu na oceny możliwości rozwoju nominalnego rodzaju generacji w danym horyzoncie czasowym, niezależnie od obszaru prognozy, jest określone poprzez wagi czynników wpływu. Wagi czynników wpływu przyjmują wartości z przedziału <0; 1>. Suma wartości wag wszystkich czynników wpływu dla pojedynczego rodzaju generacji i jednego horyzontu czasowego wynosi zawsze 1. Czynnikom w większym stopniu decydującym o możliwości rozwoju danego rodzaju generacji w danym horyzoncie czasowym przypisane są wyższe wartości wag, natomiast wagi mniej istotnych czynników mają niższe wartości. Szczególnym, chociaż częstym przypadkiem jest wartość wagi równa zeru, która oznacza, że przedmiotowy czynnik nie ma żadnego wpływu na możliwości rozwoju danego rodzaju generacji w danym horyzoncie czasowym. W takiej sytuacji nie jest również definiowana funkcja dla danego czynnika wpływu, rodzaju generacji i horyzontu prognozy. Przykładem może być brak wpływu wietrzności na możliwość rozwoju wszystkich rodzajów generacji poza generacją wiatrową. Przełożenie mocy danego rodzaju generacji prognozowanych dla obszaru poszczególnych gmin na wartość dla GPZ następuje przy wykorzystaniu tzw. mocy odniesienia. Wartości mocy odniesienia mają za zadanie odwzorowanie maksymalnego teoretycznego potencjału rozwoju danego rodzaju generacji na obszarze pojedynczej gminy (w domyśle: takiej, na której terenie panują najbardziej korzystne warunki dla rozwoju tej generacji) i zostały wyznaczone na podstawie analizy dotychczas wydawanych warunków przyłączenia na terenie pojedynczych gmin oraz możliwości instalacji danego rodzaju źródła na obszarze pojedynczej gminy. 2.2. Implementacja W ramach pracy zostało stworzone oprogramowanie implementujące opracowany algorytm oraz umożliwiające wprowadzanie i edycję danych niezbędnych dla procesu prognozowania potencjału rozwoju generacji. Wprowadzanie danych może odbywać się na dwa sposoby: • poprzez ręczne uzupełnienie tabeli wartości czynników wpływu dla danej gminy i horyzontu czasowego prognozy • poprzez import danych z odpowiednio sformatowanego zewnętrznego pliku. Prognoza wykonywana jest dla zakresu określonego przez użytkownika, tzn.

M. Bajor et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 4–8

Wyniki prognozy – przyrosty mocy generacji [MW] GPZ

Generacja

2 lata

5 lat

Darłowo

Razem

20.5

30.0

15 lat 60.5

FW1

10.0

30.0

FW2

8.0

15.0

15.0 10.0

FW3

2.5

5.0

SOL

0.0

4.5

BMA

0.0

BG5

0.0

BGR

0.0

EWO

0.0

ECP

0.0

ELS

0.0

1.0

Tab. 3. Prezentacja wyników prognozy

dla wybranych GPZ oraz horyzontów czasowych. Po zakończeniu obliczeń wyniki prognozy (prognozowane wartości mocy przyłączeniowej wyrażone w MW) są prezentowane w formie tabeli, możliwy jest również ich eksport (wraz z danymi, które posłużyły do wykonania prognozy) w formacie MS Excel. Fragment ekranu z przykładowymi wynikami prognozy dla jednego GPZ, dla wszystkich horyzontów prognozy przedstawiono na rys. 3. Ekran prezentacji wyników prognozy 3. Przedstawione wartości prognozowanej generacji nie są rzeczywistymi wynikami prognozy i mają jedynie charakter przykładowy.

3. Wnioski Ocena jakości opracowanego algorytmu, czyli trafności otrzymywanych prognoz, nie może być z oczywistych powodów dokonana obecnie, również ze względu na czas potrzebny do zebrania kompletu danych niezbędnych do przeprowadzenia procesu prognozowania. Można jednak już teraz stwierdzić, że prognozy będą obarczone dużym stopniem niepewności, bardzo wzrastającym wraz z odleglejszymi horyzontami prognozy, a wynikającym z przyjętego podejścia do prognozowania, dla którego trudno jednak znaleźć wartościową i wiarygodną alternatywę, z przyczyn wymienionych we

wprowadzeniu. Wynik prognozy jest silnie zależny od czynników bardzo trudnych czy wręcz niemożliwych do przewidzenia nawet w stosunkowo krótkim czasie, których zmiany mogą diametralnie zmienić tempo rozwoju danego rodzaju generacji. Przykładem może być historia rozwoju generacji słonecznej w Czechach, kraju o nieco tylko korzystniejszych niż Polska warunkach nasłonecznienia, w którym intensywne wspieranie rozwoju energetyki solarnej zaowocowało instalacją na przestrzeni tylko dwóch lat źródeł fotowoltaicznych o łącznej mocy ok. 2 GW. Z kolei wprowadzenie pod koniec 2010 roku 26-proc. podatku od przychodów z produkcji energii słonecznej, obejmującego również okres dwóch lat wstecz, poskutkowało w zasadzie natychmiastowym zatrzymaniem rozwoju nowych instalacji – w 2011 roku łączna moc źródeł fotowoltaicznych zainstalowanych w Czechach wyniosła zaledwie ok. 10 MW [2]. Bibliografia 1. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, Opracowanie zasad planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej 110 kV, SN i nn, uwzględniających pracę rozproszonych źródeł wytwórczych – wytyczne planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej przeznaczone dla operatora systemu dystrybucyjnego, s. 108–130. 2. European Photovoltaic Industry Association Market Report, 2011.

Michał Bajor

mgr inż. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk e-mail: m.bajor@ien.gda.pl Absolwent Wydziału Elektroniki, Telekomunikacji i Informatyki Politechniki Gdańskiej, specjalność: rozproszone systemy informatyczne kierunku informatyka. Zatrudniony na stanowisku asystenta w Zakładzie Automatyki i Analiz Systemowych Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Uczestnik licznych prac dotyczących zagadnień przyłączania generacji rozproszonej do sieci oraz innych prac analitycznych związanych z pracą systemu elektroenergetycznego. Obszar jego zainteresowań obejmuje m.in. probabilistyczne aspekty wpływu generacji wiatrowej na system elektroenergetyczny oraz wykorzystanie niedeterministycznych metod obliczeniowych w analizach pracy sieci.

Piotr Ziołkowski

mgr inż. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk e-mail: p.ziolkowski@ien.gda.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, ze specjalnością elektroenergetyka. Zatrudniony na stanowisku inżyniera w Zakładzie Automatyki i Analiz Systemowych Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Uczestnik licznych prac dotyczących zagadnień przyłączania generacji rozproszonej do sieci oraz innych opracowań analitycznych związanych z pracą systemu elektroenergetycznego. Obszar jego zainteresowań obejmuje m.in.: wpływ generacji wiatrowej na system elektroenergetyczny oraz zagadnienia związane z planowaniem rozwoju sieci dystrybucyjnej.

Piotr Skoczko

mgr inż. ENERGA-OPERATOR SA e-mail: piotr.skoczko@energa.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej, ze specjalnością elektroenergetyka oraz na Wydziale Zarządzania i Ekonomii Politechniki Gdańskiej, na kierunku ekonomia i finanse. Zatrudniony na stanowisku głównego inżyniera ds. rozwoju sieci w ENERGA-OPERATOR SA. Zajmuje się planowaniem rozwoju sieci 110 kV. W obszarze jego zainteresowań znajduje się rozwój sieci SN i nn w kontekście współpracy z generacją rozproszoną i mikroźródłami. Autor referatów i wystąpień o tej tematyce na Politechnice Gdańskiej oraz na konferencjach.

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

Master Automatic Control System for the Power Industry

Authors Michał Białecki Jerzy Drutko Radosław Izakiewicz Antonina Kieleczawa Piotr Pietras Roman Skakowski Wojciech Szubert Edward Ziaja

Keywords automation system, automation of industrial objects, PLC

Abstract The MASTER Automation System is an entirely Polish system developed in the Institute of Power Systems Automation Ltd. It is currently being updated and optimized in the range of hardware and software. Apart from an unlimited ability to extend the amount of standard communication links it will enable application of protocols of any company. It ensures sufficient resources and mechanisms for complex plant automation as well as for creating heterogeneous installations through easy integration with other producers’ systems.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014202

1. Introduction – structure, development and implementation issues of the MASTER Automation System Common use of computers in private life has greatly increased the requirements of users in terms of functionality and easy operation of automation systems. A system should be reliable, user-friendly, easily customizable and serviced. The more and more frequent requirement of users is the complexity of solutions in order to meet the needs of all services that support industrial facilities. The MASTER Automation System was developed in the Institute of Power Systems Automation Ltd. and has been regularly developed for several decades. It supports heterogeneous automation, including house made MASTER controllers. It is equipped with functionally developed operator stations, which aid operators who support technological processes. Recently it has been enriched with the MASTER system, which provides information for the management services with the use of Internet/Intranet technologies. It may also exchange information with systems of other manufacturers at various levels of its structure. The automation system components are integrated into a single automation system with communications networks, mostly based on Ethernet networks and transport protocols (TCP/IP, UDP). The article includes some drawings of the existing facility installations, which illustrate the main features of the system. Individual facility applications are fully editable and prepared in accordance with user expectations. 12

In terms of organization, the MASTER Automation System has a layered structure and consists of the following (Fig. 1): • process level (physical cells, virtual cells, communications and processing stations – MGate gateways) • operator level (equivalent operator stations in any number) • master level (websites of MASTER system, interface stations, Institute’s and standard links to external master systems) • engineering subsystem (editors of process and operator level, diagnostics tools, and offline and online servicing tools) • communications subsystem, including: • operational networks – MasterNet, ProsterNet • links to external systems – OPC servers, Open Modus/TCP networks and other • diagnostic and service networks – OSK, i.e. plant computer network and VPN links. Development of MASTER System applies to each organizational level and covers the following issues: • customization of user software of the MASTER Automation System to the current versions of operating systems and current hardware, network and visualization solutions • development of editing capabilities in the system • development of functional user software • improvement of operating comfort of systems, including diagnostics, as well as scheduled and emergency maintenance.

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

Fig. 1. MASTER System configuration in a comprehensive CHP plant operation

2. Current hardware and software resources at the process level The process level (Fig. 2) is located close to the plant technological processes in terms of configuration and functions of the MASTER Automation System. In new or upgraded system installations, virtual controllers may be used in addition to actual MASTER process stations consisting of controllers and communications modules (SMC-3SE, SMC-4, SMS-8, MSU-101). They were developed at the Institute in recent years to facilitate integration of various system modules. Except of the assigned numbers, the virtual and physical controllers are treated equally by communications stations and operator stations. Generally speaking, the virtual controllers are configured in gateways and mean sets of analog and binary signals, which can be supplied by external systems and controllers, other than MGate gateways and MASTER operator stations, including older generations.

2.1. Functions and parameters at the process level The basic functions at the process level are as follows: • implementation of the user algorithm cell

Fig. 2. An example of the MASTER System process level (process stations, gateways, control cabinet)

• data transfer between process stations • exchange of data with the operator level • buffering of messages about events. 13

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

The cell controller processes a user program in a period depending on the degree of its complexity, typically of 20–200 ms. Events are generated by a cell with an accuracy of 10 ms. The information exchange cycle within the MasterNet network is 250 ms.

2.2. Hardware configuration of the process level

the Institute’s graphical editor ReginEd. The editor ReginEd is designed to work in the operating system environment of the Windows family. It also allows creating and editing the application software for MGate gateways, and processing and tracking of current signal values in application programs for the cells and gateways. The range of editor’s functions is being extended with the appearance of new operating and implementation needs.

The following elements of MASTER automation and communications hubs can be distinguished in hardware configuration of the process level in new installations (Fig. 2): • cells in a cartridge form, accommodating up to 21 modules, including: • single or redundant controller module for supporting the process control and the realization of the network communications (SMC-3SE, SMC-4 and others) • up to 20 plant input/output signal modules • (optional) SMS-8 communications module, microprocessor-based converter of RS485/422 communications protocols to the Ethernet network protocol and vice versa (up to 8 channels with 32 devices per each channel in a single module) • (optional) SMI-8 specialized module for surveillance of rotating machines • MASTER 100 distributed control system, composed of a general purpose control unit MSU-101 and expansion modules • MGate gateways, single or redundant communications and processing computers with the Window system operating platform (Fig. 2). MGate gateways and cells supported by them mean automation stations in the configuration of the MASTER Automation System. Currently, a single or redundant gateway supports up to 47 physical MASTER and 47 virtual cells. Virtual cells in the MASTER System represent links to various external systems. Works aimed at full connection of MASTER 100 distributed system to plant installations are in the final phase. In principle, both types of MASTER automation can operate in one set of MGate gateways.

3. Current hardware and software resources at the operator level

2.3. Programming of MASTER controllers

The software base of operator stations is the real-time multitasking operating system QNX2/QNX4/QNX6. New operator system installations are designed on the basis of the latest version of QNX 6.5.0. operating system. Full user software for the operator station (MASTER-Proster) consists of the following: • the system software, i.e. a group of approximately 40 programs (written in C/C++), grouped in modules, which implement operator functions, available from the system menu (Fig. 3) • the application software, i.e. editing files that describe the plant, created by technologists with the use of the operator level editing package. The application software includes signal description files, sets of charts and control panels, algorithms for calculating secondary values and report templates.

The program base for MASTER controllers is the Institute’s own operating system and user software for controllers, developed at the Institute. • The operating system is recorded by the manufacturer at the controller production stage, but it may also be updated during controller operation. The system software for controllers consists of the following: • the cell operating system (programming language – assembler), which is a platform for user application software • the network communication system (C-language) responsible for the two-directional data transmission between the MASTER controllers and the MGate gateways. The application software for cells, based on REGIN-H (type FDB) language developed at the Institute, is created by using

3.1. Use and functions of the operator level The primary use of each automation system is to assist operators and run engineers in operation of plant technological processes. This functionality is implemented in our system by MASTER-ProSter operator stations. Their capabilities are directly confronted with the actual user needs or trends at the time, therefore operator stations are most frequently subject to changes in hardware and software. The MASTER System is easily scalable for small and large industrial facilities. It can be implemented in industrial plants with various technologies, but our implementations are primarily in the electricity and thermal energy sector since the technology of such facilities is most close to the Institute profile.

3.2. Equipment at the operator level The hardware base of MASTER operator system are the industrial personal computers supplied by the QNX operating system distributor. The laboratory installations of the implemented systems are thoroughly tested at the Institute, which significantly reduces the number of errors that may appear in new plant installations. Typical operator stations are equipped with: • multi-core processors • mechanisms for supporting extended interruption pool • Ethernet extenders for remote connection of keyboards, mice and monitors (up to more than 100 m for Ethernet twisted pair or longer distances in the case of fibre-optic cables).

3.3. Software at the operator level

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

Fig. 3. The operator station menu presenting the main modules of system software

Fig. 4. The view of Operator’s Report

3.3.1. System software For specific plant installations of the MASTER System, the selection of operator system modules for activation and their activation is performed based on the configuration files defined for the plant. The system software runs on the basis of application data prepared by the editing package, and on the basis of configuration files edited in commonly available text editors. It is possible to perform the system functions in respect of the following from the system menu (Fig. 3) supported by the dedicated software module – Dialog:

• visualization of variables and events (options: Diagrams, Events, Alarms, Plots, Directories) • reporting (Traditional and operator reports) • updating of variables entered manually by the operator (Entry) • impact on control systems (Controllers) • providing additional features for system engineers (System) • providing additional features for system operators (Tools) • system shut down (End). Permanent development of system software in the operator station will be illustrated by the new capabilities of the user 15

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

graphic interface that have appeared in the two last years; they are related to the following: • modification of the window view and chart feature • entering of operator reports • presentation of additional information on control panels. Plots have been modified in terms of configuration, presentation and the number of simultaneous calls. Until now, it was possible to simultaneously call only up to 2 plot windows with 8 variables in each, now it is as many windows as required by the operator (up to 100 plots). The diagram configuration method has also been simplified – the configuration menu for diagrams appears upon clicking the right mouse button. The operator report is used to periodically and automatically generate reports with current measurement values for key analog and binary signals on the screen and to save them in files (Fig. 4). Once the operator has read the report, it is saved on hard disk and recorded in system logs by using the “reading confirmed” button. In addition to plots, alarms and events, the operator report is an additional mechanism to increase the safety of plant technological processes carried out with the use of MASTER operator stations. Control panels are shown in Fig. 5 and 6. The chosen examples of control panels show the structures of panel windows, as well as a new feature important to operators, regarding the visualization of technological locks of controlled devices. Control panels are editable by the panel editor developed at the Institute and may take any form suitable for users. They are usually developed by employees of the Institute in close cooperation with the users of MASTER systems, and the mnemonics used in the panels is editable, agreed and understood by operators and plant technologists.

Presentation of technological locks of devices on control panels The control panel support software for devices such as drives (fans, pumps, dampers) has been extended and now includes the ability to generate windows with visualization of technological interlocks of those devices. The window with current binary statuses marked as the device technological interlocks may be called from the panel menu. Descriptions of lock statuses are shown in colour. The following colours have been used in the example: green for normal status, red for improper status and dark grey in the absence of binary credibility.

3.3.2. Application software The application software at the operator level generated individually for each industrial facility by the editing package of the MASTER System consists of signal description files, sets of synoptic displays and control panels, as well as algorithms for calculating secondary values, and report templates.

Fig. 6. The window with visualization of locks in a sample control panel

4. Current hardware and software resources at the master level 4.1. Functions and parameters at the master level

Fig. 5. Example of the control panel design. Function fields on panels: 1. panel name, 2. panel description, 3. field with information about the device status (BGE, NZS and other) and status approval (AKC), 4. information about current measured values (here: X, E), set value (here: Z), deviation (here: E) etc. Controllable variables surrounded by a frame (here: Z, dt, Y), 5. field for entering the controlled variable and value confirmation button (OK). The field assumes the colour of the value changed, 6. device control (here: ZAM, OTW, STOP, A/R) 16

The MASTER Automation System allows the following: • cooperation with various types of the master systems of other manufacturers, e.g. with archiving systems, systems for calculating performance indicators or for data sharing in company networks. The following are used for that purpose: • standard interfaces – OPC servers, Open Modbus protocols and others • Institute’s interfaces – virtual cells, SSP interface stations and others • supply of data to its own master system, which provides data for the staff responsible for surveillance and facility management. The system is implemented on two operating platforms in the form of: • website of web server (QNX6) • website of web server (Windows). Both types of websites may be used separately or simultaneously, by complementing each other. Because the software for Windows website may be installed on any computer indicated by the user, it does not require the purchase of a dedicated computer as in the case of web server (QNX6). The Institute pays a great attention to the development of web server (Windows) features.

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

4.2. Master level hardware The master level is implemented by using brand-name hardware such as: • Master interface station, a PC with QNX4 operating system (supplied by the QNX operating system distributor) • web server (QNX6), a PC with QNX6 system (supplied as above) • web server (Windows), a PC with Windows 2008 operating system • MASTER System gateways, PCs with Windows 7 operating system or dust-proof fanless computers, if required by the installation conditions.

4.3. Master level software The master level software developed at the Institute consists of the following: • house-made SSP interface station • website of the web server (QNX6) • website of the web server (Windows). The interface station is one of the earliest elements developed at the Institute to enable two-way exchange of data between the MASTER operator system and the external systems of other manufacturers. In new installations of the MASTER System, the link is replaced by the commonly used standard – OPC servers or Open Modus protocols. The Website of the web server (QNX6) is based on the concept of MASTER-Proster operator station software, including additional software for generating websites containing graphics,

reports and plots. The QNX6 websites in new installations are being replaced by websites on the Windows platform as the software for QNX6 servers requires purchase of a new computer, while in the case of Windows websites, the software may be installed on any computer indicated by the user. The website of the web server (Windows) was designed and has been developed for the operating systems Windows XP, Windows Server 2008, Windows 7 and their successors. The website is proposed as a component of: • Windows system software with the WWW IIS server • The user software for the website. The user software was developed at the Institute with the use of the Visual Studio 2010 programming environment in the Framework 4 technology. The data, measurements and events are obtained from the MGate gateways of the MASTER System and stored in the MSSQL server database. Virtual cells, supplied, among others, by external systems, can be configured in gateways. The user software provides online the following to the available web browsers (e.g. Internet Explorer, Mozilla Firefox, and Google Chrome): • plots of analog and binary measurements • animated synoptics • plant-related events • auto reports whose form, content and generation initiators are configured by the SQL Server program – the MS Report Builder.

Fig. 7. Example window of WPSM-MASTER website 17

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

5. Elements of the engineering subsystem The engineering subsystem is important at each phase of creation and operation of the Automation System; therefore, the tools for its editing, diagnostics and maintenance are developed at the same time as the system itself.

5.1. Editing tools The following editors and standard tools developed at the Institute are used for edition: • the ReginEd editor for the process level (Windows environment) used for creating MASTER software controllers and functional processing algorithms performed at MGate gateways • the editing package for the operator level (QNX4/QNX6 environment) used for: • analysis of measured and calculated signal database (edited with MS Excel) • creation of plots • creation of control panels • determination of algorithms for calculation of secondary values • configuration of reports with the use of the Institute’s text editors for QNX6 • MS EXCEL for editing the common database for the process, operator and master level (Windows environment). The development of the MASTER superordinated system has raised the need to use signal descriptions et al.l its levels of organization.

The common database of the description of analog and binary signals is stored in the MS-SQL-Windows database; the following being possible: import and export of Excel files in the CSV format, assigning of each signal to any number of technological facilities.

5.2. Remote maintenance and diagnostic works The MASTER Automation Systems used in facilities require upgrading, as well as scheduled and emergency diagnostic and maintenance actions. Because of the high convenience and ability to quickly respond to emergency requests from the plant, the remote actions on MASTER System resources are more and more frequently performed at the Institute. Connections via a Virtual Private Network (VPN), which functions as a private logical structure within a public network (e.g. the Internet), are used for that purpose. The access to the VPNs of companies is possible by providing proper VPN client software and accounts on VPN servers in the companies to the employees of the Institute.

5.3. Engineering subsystems at the operator level Diagnostics and maintenance engineering subsystems at the operator level are realised in the QNX4/QNX6 environment. The MasterDBG tool developed at the Institute is subject to continuous functional upgrades, while the program sheet browser,

Fig. 8. Schematic diagram of connection between MasterDBG and MASTER controllers 18

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

Fig. 9. The main application window of MasterDBG

ReginViewer, is a new engineering tool at the development phase. Diagnostic software – MasterDBG The MasterDBG application used on the QNX4 and QNX6 operating platforms enables diagnostics and configuration of MASTER controllers (SMC-3, SMC-4) from the level of engineering and operator stations. The MasterDBG software communicates with MASTER controllers by single or redundant MGate gateways, using direct or routed connections. Currently, a simultaneous online access to eight technological facilities (automation stations) is possible from a single MasterDBG application. If necessary, it is possible to expand the number of the stations. The diagnostic functions carried out by the application allow the following: • verification of proper operation of the controller (reading of its operation status) • operations at its internal variables such as: view of values and value settings (force). • Configuration and maintenance features allow the following: • to include/exclude automation stations (MGate gateways) into/from operation • configuration of communications ports of the automation station • transfer of user programs to individual controllers • remote restart of the user program at selected controller (restart from RAM or FLASH) • rewriting of programs in controllers from RAM to FLASH • releasing all variables in the controllers. Program sheet browser – ReginViewer Like MasterDBG, the ReginViewer browser is an engineering tool, generally activated on engineering stations, but may also be available from the system engineer option at operator stations. At present, the browser enables visualisation of program sheets with

the set of current measurements, as well as forcing (setting) of variables. A work is being carried out to extend the browser by adding the recording of variables from sheets in files. The sheet selection is available from the browser menu and from synoptic diagrams.

6. Summary of the basic characteristics of Master System in the context of complex installations To conclude, the main features of the MASTER Automation System in the aspect of various configurations of its plant versions and relatively easy communications integration with the systems of other manufacturers are as follows: • ability to create distributed or centralised system installations with a complex and diversified process level and any number of equivalent operator stations and engineering stations, allowing online access to all of the MASTER System resources • running multiple functional components of MASTER System, which are activated selectively to satisfy specific user needs at specific installations • the ability to perform ad hoc modifications in the system in accordance with user expectations • the ability to use diverse synchronisation of system elements with the use of software and clocks developed by the Institute or available on the market (satellite clocks, DCF clocks, NTP servers, TP servers available in the system (TCP, UDP)/IP) • a fast and reliable system for communications between individual components (10 MB-1Gb for network) based on the preferred standard transport protocols (TCP, UDP)/IP • possible application of any standard and Institute’s communications protocols • implemented links (Open Modbus, OPC, Institute’s) for automation systems or parent systems of companies such as: Emerson, Honeywell, Alstom, ControlTec, Sternet, ABB, Procom and others 19

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

• implemented website of the MASTER System, which provide data in company’s networks and easy integration with any systems of other manufacturers • possible remote diagnostic and maintenance operations with the use of VPN links • fast and professional reaction of the employees of the Institute to the plant maintenance or emergency needs. To sum up, the MASTER Automation System ensures sufficient resources and mechanisms for a complex automation of industrial facilities, as well as for creation of heterogeneous installations through easy integration with other systems of other manufacturers.

REFERENCES

1. Kieleczawa A. et al., Koncepcja i funkcjonalność mechanizmów sieciowych Systemu Automatyzacji MASTER [Concept and functionality of network mechanisms in MASTER Automation System], Energetyka 2011, pp. 12–16. 2. Białecki M. et al., Description of automation system: DCS MASTER, Wrocław, May 2012. 3. Białecki M. et al., Rozwój Systemu Automatyzacji MASTER w kierunku nowych sposobów komunikacji z systemami zewnętrznymi [Development of MASTER Automation System towards new methods of communication with external systems], Wrocław, December 2010.

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 12–21

Michał Białecki Institute of Power Systems Automation Ltd. e-mail: michal.bialecki@iase.wroc.pl Graduated from the IT Faculty at the University of Wrocław, since 2004 employed at the Institute of Power Systems Automation, currently as an engineering and technical specialist. An expert in the field of creating plant applications at operator level for MASTER System, responsible for visualisation of industrial processes in operator stations. Participant of numerous implementations in power and production facilities.

Radosław Izakiewicz Institute of Power Systems Automation Ltd. e-mail: radoslaw.izakiewicz@iase.wroc.pl A graduate of the Electrical Engineering Department at Wrocław University of Technology. Since 2005, he has been employed at the Institute of Power Systems Automation as an engineering and technical specialist. The scope of his work includes: programming works, mainly modification, extension and updating of software for MASTER Automation System in respect of software for operator and engineering stations, as well as object applications.

Antonina Kieleczawa Institute of Power Systems Automation Ltd. e-mail: antonina.kieleczawa@iase.wroc.pl A graduate of the Electrical Engineering Department at Wrocław University of Technology. She has been employed at the Institute of Power Systems Automation Ltd. since 1977, currently as the senior research and technical specialist. In 1983–1988 she was delegated to work at ZIBJ in Dubna in the team responsible for analyses and IT processing of nuclear reaction measurements carried out in the Laboratory of Nuclear Reactions. Co-founder of the Polish MASTER Automation System and of RZ-SPEEDY4 disturbance recorder. Specialist in the field of solutions at the operator level of the MASTER System and the communication and time synchronisation module. A Member of the Workgroup (WG) of the International Federation for Automatic Control (IFAC) – TC9.5.

Piotr Pietras Institute of Power Systems Automation Ltd. e-mail: piotr.pietras@iase.wroc.pl A graduate of the Electrical Engineering Department at Wrocław University of Technology, major in IT. Employed at the Institute of Power Systems Automation Ltd. since 1996. Co-founder of the MASTER Automation System and of RZ-SPEEDY4 disturbance recorder. An expert in the area of user interface, archiving systems and editing package for the above-mentioned systems. He is continuing development and modernisation works in the field of operator and engineering software for both systems.

Roman Skakowski Institute of Power Systems Automation Ltd. e-mail: roman.skakowski@iase.wroc.pl A graduate of the Faculty of Electrical Engineering at ХИМЭСХ in Kharkov, Ukraine. He received his doctoral degree at the Institute of Power Engineering of Wrocław University of Technology. He has been employed at the Institute of Power Systems Automation Ltd since 1996, currently as the head of the Electrical Engineering IT Department. Specialises in the development of the Polish MASTER Automation System, he is a co-founder of the MASTER superordinated System and the LFC Power Distribution System developed at the Institute for Polish power plants, in accordance with the newly adopted national LFC (Load Frequency Control) system.

Wojciech Szubert Institute of Power Systems Automation Ltd. e-mail: wojciech.szubert@iase.wroc.pl The Technical Director of the Institute of Power Systems Automation. Graduate of the Wrocław University of Technology, major in the power systems. The subject of his doctoral thesis was the diagnostics of turbine sets with the use of artificial neural networks (2008). He is a Member of the Scientific Council of the Institute of Power Systems Automation Ltd.

Edward Ziaja Institute of Power Systems Automation Ltd. e-mail: edward.ziaja@iase.wroc.pl President of the Board at the Institute of Power Systems Automation Ltd. A graduate of the Electrical Engineering Department of Wrocław University of Technology. Author and co-author of 3 patents and utility models, 8 Vice-Chancellor’s Awards for scientific and inventive activity at the Wrocław University of Technology, author and co-author of implementations of 10 patents in the Polish power engineering sector, and more than 30 works published in the trade press.

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 12–21

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 12–21. When referring to the article please refer to the original text. PL

Kompleksowa obsługa obiektów przemysłowych z wykorzystaniem systemu automatyzacji master Autorzy

Michał Białecki Radosław Izakiewicz Antonina Kieleczawa Piotr Pietras Roman Skakowski Wojciech Szubert Edward Ziaja

Słowa kluczowe

system automatyzacji, automatyzacja obiektów przemysłowych, PCL

Streszczenie

System Automatyzacji MASTER jest w pełni polskim systemem opracowanym w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. Jest na bieżąco optymalizowany i unowocześniany w zakresie sprzętu i oprogramowania. Oprócz nieograniczonej możliwości rozszerzania puli standardowych linków komunikacyjnych umożliwia aplikację dowolnych firmowych protokołów. Zapewnia wystarczające zasoby i mechanizmy do kompleksowych automatyzacji obiektów, jak również tworzenia heterogenicznych instalacji poprzez łatwą integrację z systemami innych producentów.

1. Wstęp – struktura oraz kwestie rozwojowe i wdrożeniowe systemu automatyzacji MASTER Powszechność stosowania komputerów w życiu prywatnym zasadniczo zwiększyła wymagania użytkowników w zakresie funkcjonalności i prostoty obsługi systemów automatyzacji. System powinien być niezawodny, przyjazny w obsłudze, łatwo modyfikowalny i serwisowany. Coraz częstszym wymaganiem użytkowników jest kompleksowość rozwiązań w celu zaspokajania potrzeb wszystkich służb obsługujących obiekty przemysłowe. System Automatyzacji MASTER został opracowany w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. i jest systematycznie rozwijany od kilkudziesięciu lat. Obsługuje różnorodną automatykę, w tym rodzime sterowniki MASTER. Posiada rozbudowane funkcjonalnie stacje operatorskie, wspomagające pracę operatorów obsługujących procesy technologiczne. W ostatnim czasie został wzbogacony o system nadrzędny MASTER, udostępniający informacje dla służb zarządzania, z wykorzystaniem technologii internetowych/intranetowych. Może również wymieniać informacje z systemami innych producentów na różnych poziomach jego struktury. Komponenty systemu automatyzacji integrowane są do postaci jednolitego systemu automatyzacji za pomocą sieci komunikacyjnych, opartych w większości na sieciach ethernetowych i protokołach transportowych (TCP, UDP)/IP. W treści artykułu umieszczono przykładowe rysunki z istniejących instalacji obiektowych, ilustrujące główne cechy systemu. Poszczególne aplikacje obiektowe są w pełni edytowalne i przygotowywane zgodnie z oczekiwaniami użytkowników. Organizacyjnie System Automatyzacji MASTER posiada strukturę warstwową i składa się z (rys. 1): • poziomu procesowego (ogniwa fizyczne, ogniwa wirtualne, stacje

komunikacyjno-przetwarzające – bramki MGate) • poziomu operatorskiego (równorzędne stacje operatorskie w dowolnej ilości) • poziomu nadrzędnego (witryny internetowe systemu MASTER, stacje sprzęgające oraz firmowe i standardowe linki do obcych systemów nadrzędnych) • podsystemu inżynierskiego (edytory poziomu procesowego i operatorskiego, narzędzia diagnostyki oraz serwisu offline i online) • podsystemu komunikacyjnego w tym: • sieci ruchowe – MasterNet, ProsterNet • linki do systemów zewnętrznych – serwery OPC, sieci Open Modus/TCP i inne • sieci diagnostyczno-serwisowe – OSK, tj. obiektowa sieć komputerowa i łącza VPN. Rozwój systemu MASTER dotyczy każdego poziomu organizacyjnego i obejmuje kwestie: • przystosowania oprogramowania użytkowego Systemu Automatyzacji MASTER do aktualnych wersji systemów operacyjnych oraz bieżących rozwiązań sprzętu komputerowego, sieciowego i wizualizacyjnego • rozwoju możliwości edycyjnych systemu • rozwoju funkcjonalnego oprogramowania użytkowego • poprawy komfortu eksploatacji obiektowej systemów, w tym diagnostyki oraz serwisu planowego i awaryjnego. 2. Aktualne zasoby sprzętowo-programowe poziomu procesowego Poziom procesowy (rys. 2) zlokalizowany jest najbliżej obiektowych procesów technologicznych w sensie konfiguracji i funkcji systemu automatyzacji MASTER. W nowych lub modernizowanych instalacjach systemów oprócz realnych stacji procesowych MASTER, składających się ze sterowników i modułów komunikacyjnych (SMC3, SMC-3SE, SMC4, SMS8, MASTER

100), mogą funkcjonować również sterowniki wirtualne. Zostały one opracowane w Instytucie w ostatnich latach z myślą o integracji różnorodnych modułów systemu. Sterowniki wirtualne i fizyczne, z wyjątkiem przydzielanych numerów, są traktowane jednakowo przez stacje komunikacyjne i stacje operatorskie. Wirtualne sterowniki konfigurowane są w bramkach i rozumiane są jako pule sygnałów analogowych i dwustanowych, które mogą być zasilane przez obce systemy i sterowniki, inne bramki MGate oraz stacje operatorskie MASTER, w tym starszych generacji. 2.1. Funkcje i parametry poziomu procesowego Podstawowymi funkcjami poziomu procesowego są: • realizacja w ogniwie algor ytmu użytkowego • przesyłanie danych pomiędzy ogniwami • w ymiana danych z p oziomem operatorskim • buforowanie komunikatów o zdarzeniach. Sterownik ogniwa przetwarza program użytkowy w cyklu zależnym od stopnia jego złożoności, typowo 20–200 ms. Zdarzenia generowane są przez ogniwo z dokładnością 10 ms. Cykl wymiany informacji w ramach sieci MasterNet wynosi 250 ms. 2.2. Konfiguracja sprzętowa poziomu procesowego • W konfiguracji sprzętowej poziomu procesowego w nowych instalacjach wyróżnia się następujące elementy automatyki i koncentratorów komunikacyjnych MASTER (rys. 2): • ogniwa w wydaniu kasetowym, mieszczącym do 21 modułów w tym: • moduł sterownika pojedynczy lub redundantny, obsługujący sterowanie procesem i realizację komunikacji sieciowej (SMC-3SE, SMC4 i inne) • do 20 modułów sygnałów obiektowych wej/wyj

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 12–21

Rys. 1. Konfiguracja systemu MASTER w kompleksowej obsłudze elektrociepłowni

• (opcjonalnie) moduł komunikacyjny SMS-8SE, mikroprocesorowy konwerter protokołów komunikacyjnych RS485/422 do protokołu sieciowego Ethernet i odwrotnie (maks. 8 kanałów po 32 urządzenia w kanale w jednym module) • (opcjonalnie) specjalizowany moduł SMI-8SE do nadzoru maszyn wirujących • rozproszony system sterowniczy MASTER 100, składający się z uniwersalnego modułu sterowniczego oraz modułów rozszerzeń • bramki MGate, pojedyncze lub redundantne komputery komunikacyjno-przetwarzające z platformą operacyjną systemu Windows (rys. 2). Bramki MGate i obsługiwane przez nie ogniwa rozumiane są jako stacje automatyki w konfiguracji Systemu Automatyzacji MASTER. Aktualnie bramka, pojedyncza lub redundantna, obsługuje do 47 ogniw fizycznych MASTER i 47 ogniw wirtualnych. Ogniwa wirtualne reprezentują w systemie MASTER linki do różnego rodzaju obcych systemów. W końcowej fazie znajdują się prace pełnego włączenia rozproszonego systemu MASTER 100 do instalacji obiektowych. Z założenia oba typy automatyki MASTER mogą funkcjonować w jednym zestawie bramek MGate.

Rys. 2. Przykład poziomu procesowego systemu MASTER (ogniwo, bramka, szafa automatyki)

2.3. Programowanie ogniw MASTER Podstawą programową ogniw MASTER jest firmowy system operacyjny oraz oprogramowanie aplikacyjne ogniw, opracowane w Instytucie.

System operacyjny nagrywany jest przez producenta na etapie produkcji sterowników, ale może być również uaktualniany w trakcie eksploatacji sterowników. Oprogramowanie systemowe sterowników (ogniw) składa się z:

M. Białecki i in.. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 12–21

• systemu operacyjnego ogniw (język programowania – asembler), stanowiącego platformę dla użytkowego oprogramowania aplikacyjnego • sieciowego systemu komunikacyjnego (język C), odpowiedzialnego za dwukierunkową transmisję danych między sterownikami MASTER i bramkami MGate. Oprogramowanie aplikacyjne ogniw, bazujące na opracowanym w Instytucie języku REGIN-H typu FDB, tworzone jest za pomocą firmowego edytora graficznego ReginEd. Edytor przeznaczony jest do pracy w środowisku operacyjnym systemów rodziny Windows. Umożliwia również on tworzenie i edytowanie oprogramowania aplikacyjnego bramek MGate oraz śledzenie bieżących wartości sygnałów w programach aplikacyjnych ogniw i bramek. Zakres funkcji edytora jest uzupełniany w miarę pojawiających się nowych potrzeb eksploatacyjno-wdrożeniowych. 3. Aktualne zasoby sprzętowo-programowe poziomu operatorskiego 3.1. Zastosowanie i funkcje poziomu operatorskiego Podstawowym zastosowaniem każdego systemu automatyzacji jest wspomaganie operatorów i inżynierów ruchu w obsłudze obiektowych procesów technologicznych. Funkcjonalność ta jest realizowana w naszym systemie przez stacje operatorskie MASTERProSter. Ich możliwości są bezpośrednio konfrontowane z faktycznymi potrzebami użytkowników lub panującymi w danym czasie trendami, dlatego stacje operatorskie podlegają najczęstszym zmianom w zakresie sprzętu i oprogramowania. System MASTER jest łatwo skalowalny na małe i duże obiekty przemysłowe. Może być wdrażany w zakładach przemysłowych o różnej technologii, choć nasze wdrożenia obejmują przede wszystkim sektor energetyki elektrycznej i ciepłowniczej, ponieważ technologia tych obiektów jest najbliższa profilowi Instytutu. 3.2. Sprzęt poziomu operatorskiego Sprzętową bazę systemu operatorskiego MASTER stanowią komputery klasy PC w wykonaniu przemysłowym, dostarczane przez dystrybutora systemu operacyjnego QNX. Laboratoryjne instalacje wdrażanych systemów są dokładnie testowane w Instytucie, co ogranicza zasadniczo liczbę błędów mogących pojawić się w nowych instalacjach obiektowych. Typowe stacje operatorskie wyposażone są m.in. w: • procesory wielordzeniowe • mechanizmy obsługi rozszerzonej puli przerwań • extendery ethernetowe, umożliwiające podłączenie do komputerów odległych klawiatur, myszy, monitorów (do ponad 100 m na skrętce ethernetowej lub większych odległości przy zastosowaniu światłowodów). 3.3. Oprogramowanie poziomu operatorskiego Podstawą programową stacji operatorskich jest wielozadaniowy system operacyjny czasu rzeczywistego QNX2/QNX4/QNX6. Nowe instalacje systemu operatorskiego wykonywane są na bazie najnowszej wersji systemu operacyjnego QNX 6.5.0. Pełne oprogramowanie użytkowe stacji operatorskiej (MASTER-Proster) składa się z:

• oprogramowania systemowego, tj. grupy ok. 40 programów (napisanych w języku C/C++), pogrupowanych w moduły, realizujących funkcje operatorskie, dostępne z menu systemu (rys. 3) • oprogramowania aplikacyjnego, tj. plików edycyjnych opisujących obiekt, utworzonych przez technologów z wykorzystaniem pakietu edycyjnego poziomu operatorskiego. Oprogramowanie aplikacyjne zawiera pliki opisu sygnałów, zestawy synoptyk i paneli regulacyjno-sterowniczych, algorytmy wyliczania wielkości wtórnych i wzorów raportów. 3.3.1. Oprogramowanie systemowe Dla konkretnych instalacji obiektowych systemu MASTER wybór operatorskich modułów systemowych do uruchomienia i ich uruchomienie następuje na podstawie zdefiniowanych dla obiektu plików konfiguracyjnych. Oprogramowanie systemowe pracuje na danych aplikacyjnych, przygotowanych przez pakiet edycyjny, oraz na plikach konfiguracyjnych, edytowanych w edytorach tekstu ogólnie dostępnych. Z menu systemu (rys. 3), obsługiwanego przez wydzielony moduł programowy Dialog, możliwa jest realizacja funkcji systemu związanych z:

• wizualizacją zmiennych i zdarzeń (opcje: Schematy, Zdarzenia, Alarmy, Wykresy, Katalogi) • raportowaniem (Raporty tradycyjne i operatora) • aktualizacją zmiennych ręcznych wprowadzanych przez operatora (Wprowadzanie) • oddziaływaniem na układy regulacji i sterowania (Regulatory, Sterowniki) • udostępnieniem dodatkowych funkcji dla inżynierów systemu (System) • udostępnieniem dodatkowych funkcji dla operatorów systemu (Narzędzia) • zamknięciem systemu (Koniec). Permanentny rozwój oprogramowania systemowego stacji operatorskiej zostanie zilustrowany przez nowe możliwości interfejsu graficznego użytkownika, które powstały na przestrzeni dwóch ostatnich lat i dotyczą m.in.: • modyfikacji widoku okna i funkcjonalności wykresów • wprowadzenia raportów operatora • prezentacji dodatkowych informacji na panelach regulacyjno-sterowniczych. Wykresy zostały zmodyfikowane w zakresie konfiguracji i prezentacji oraz liczby jednoczesnych wywołań. Do tej pory można było wywołać jednocześnie do 2 okien wykresów po 8 zmiennych w każdym, obecnie tyle

Rys. 3. Menu stacji operatorskiej prezentujące główne moduły oprogramowania systemowego

Rys. 4. Obraz Raport Operatora

M. Białecki i in.. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 12–21

okien, ile potrzebuje operator prowadzący obiekt (maks. 100 wykresów). Uproszczony został również sposób konfiguracji schematów, menu konfiguracyjne dla wykresów pojawia się przez kliknięcie prawym przyciskiem myszy. Raport operatora służy do cyklicznego, automatycznego generowania na monitorze i zapisywania do plików dyskowych raportów z aktualnymi wartościami pomiarów najważniejszych sygnałów analogowych i dwustanowych (rys. 4). Po zapoznaniu się operatora z raportem, przez użycie przycisku „potwierdzam przeczytanie”, zostaje on zapisany na dysku oraz odnotowany w logach systemowych. Raport operatora jest dodatkowym mechanizmem, oprócz synoptyk, alarmów i zdarzeń, zwiększenia bezpieczeństwa prowadzenia obiektowych procesów technologicznych z wykorzystaniem stacji operatorskich MASTER. Panele regulacyjno-sterownicze zostały przedstawione na rys. 5 i 6. Na wybranych przykładach paneli (stacyjek) regulacyjno-sterowniczych przedstawiono przykładową strukturę okienek stacyjek, zaprezentowano również nową funkcjonalność, ważną dla operatorów, a dotyczącą wizualizacji blokad technologicznych sterowanych urządzeń. Stacyjki regulacyjne i sterownicze są edytowalne przez edytor stacyjek opracowany w Instytucie i mogą przybierać dowolne formy odpowiednie dla użytkowników. Zazwyczaj są one wypracowane przez pracowników Instytutu w ścisłej współpracy z użytkownikami systemów MASTER, a użyta na stacyjkach mnemonika jest edytowalna, uzgodniona i zrozumiała przez operatorów oraz technologów obiektowych.

Rys. 5. Budowa przykładowej stacyjki regulacyjno-sterowniczej. Oznaczenia pól funkcyjnych na stacyjkach: 1. nazwa stacyjki, 2. opis stacyjki, 3. pole z informacjami o stanie urządzenia (BGE, NZS i inne) oraz akceptacja stanu (AKC), 4. informacje o wartościach pomiarowych, bieżących (tu: X, E), wartości zadanej (tu: Z), uchybie (tu: E) itp. Zmienne sterowalne otoczone są ramką (tu: Z, dt, Y), 5. pole do wprowadzenia wartości zmiennej regulowanej oraz przycisk potwierdzenia wartości (OK). Pole przyjmuje kolor zmienianej wartości, 6. sterowanie urządzeniem (tu: ZAM, OTW, STOP, A/R)

Prezentacja blokad technologicznych urządzeń na stacyjkach sterowniczych Oprogramowanie obsługi stacyjek sterowniczych dla urządzeń, takich jak napędy (pompy, zasuwy, wentylatory), zostało

wzbogacone o możliwość generowania okien wizualizacji blokad technologicznych tych urządzeń. Z menu stacyjki można wywołać okno z aktualnymi stanami dwustanów oznaczonych jako blokady technologiczne danego urządzenia. Opisy dwustanów blokad są prezentowane w kolorach. W przykładzie użyto następujących kolorów: zielony dla stanu prawidłowego, czerwony dla stanu nieprawidłowego i ciemnoszary przy braku wiarygodności dwustanu.

operacyjnym QNX4 (dostarczany przez dystrybutora systemów operacyjnych QNX) • serwer WWW-QNX6, komputer klasy PC z systemem QNX6 (dostarczany jw.) • serwer WWW-Windows, komputer PC z systemem operacyjnym Windows 2008 • bramki systemu MASTER, komputery klasy PC z systemem Windows 7 lub komputery pyłoszczelne bezwentylatorowe, jeśli warunki instalacyjne tego wymagają.

3.3.2. Oprogramowanie aplikacyjne W skład oprogramowania aplikacyjnego poziomu operatorskiego, generowanego przez pakiet edycyjny systemu MASTER indywidualnie dla każdego obiektu przemysłowego, wchodzą pliki opisu sygnałów, zestawy synoptyk i paneli regulacyjno-sterowniczych, a także algorytmy wyli-

4.3. Oprogramowanie poziomu nadrzędnego Wykonane w Instytucie oprogramowanie poziomu nadrzędnego składa się z: • firmowej stacji sprzęgającej SSP • w it r y ny i nt e r n e t ow e j s e r w e r a WWW-QNX6 • witryny internetowej serwera stron WWW-Windows. Stacja sprzęgająca jest jednym z wcześniejszych, opracowanych w Instytucie możliwych elementów pośredniczących w dwukierunkowej wymianie danych między systemem operatorskim MASTER a zewnętrznymi systemami innych producentów. W nowych instalacjach systemu MASTER link ten jest wypierany przez powszechnie stosowany standard – serwery OPC lub protokoły Open Modus. Wi t r y n a i n t e r n e t o w a s e r w e r a WWW-QNX6 została oparta na koncepcji oprogramowania stacji operatorskich MASTER-Proster z wykonaniem dodatkowego oprogramowania, generującego strony zawierające grafiki, raporty i wykresy. Witryny QNX6 w nowych instalacjach są wypierane przez strony WWW na platformie Windows, ponieważ oprogramowanie dla serwerów QNX6 wymaga zakupu nowego komputera, natomiast w przypadku stron Windows oprogramowanie może być zainstalowane na dowolnym komputerze wskazanym przez użytkownika. Wi t r y n a i n t e r n e t o w a s e r w e r a WWW-Windows została wykonana i jest rozwijana dla systemów operacyjnych Windows XP, Windows Serwer 2008, Windows 7 i ich następców. Witrynę zaproponowano jako komponent: • oprogramowania systemowego Windows z serwerem stron WWW IIS • oprogramowania użytkowego witryny internetowej. Oprogramowanie użytkowe wykonano w Instytucie z wykorzystaniem środowiska programistycznego-uruchomieniowego Visual Studio 2010 w technologii Framework 4. Dane, pomiary i zdarzenia pozyskiwane są z bramek MGate systemu MASTER i archiwizowane w bazie danych MSSQL serwera. W bramkach mogą być konfigurowane ogniwa wirtualne, zasilane m.in. przez zewnętrzne systemy. Oprogramowanie użytkowe dostarcza w czasie online do dostępnych przeglądarek internetowych (np. Internet Explorer, Mozilla Firefox, Google Chrome): • wykresy pomiarów analogowych i dwustanowych • ożywione synoptyki • zdarzenia obiektowe • raporty automatyczne, których forma, zawartość i inicjatory generowania są konfigurowane przez program SQL Server – MS Report Builder.

Rys. 6. Okno z wizualizacją blokad przykładowej stacyjki sterowniczej

czania wielkości wtórnych i wzory raportów. 4. Aktualne zasoby sprzętowo-programowe poziomu nadrzędnego 4.1. Funkcje i parametry poziomu nadrzędnego System Automatyzacji MASTER umożliwia: • współpracę z różnego typu systemami nadrzędnymi innych producentów, dla przykładu z systemami archiwizacji, systemami wyliczania wskaźników sprawnościowych lub udostępniania danych do sieci zakładowych. Wykorzystywane są w tym celu: • sprzęgi standardowe – serwery OPC, protokoły Open Modbus i inne • firmowe sprzęgi Instytutu – ogniwa wirtualne, stacje sprzęgające SSP i inne • zasilania danymi własnego systemu nadrzędnego, udostępniającego dane dla służb nadzoru i zarządzania obiektem. System zrealizowany został na dwóch platformach operacyjnych w postaci: • w it r y ny i nt e r n e t ow e j s e r w e r a WWW-QNX6 • w it r y ny i nt e r n e t ow e j s e r w e r a WWW-Windows. Oba typy witryn mogą funkcjonować oddzielnie lub jednocześnie, wzajemnie się uzupełniając. Ponieważ oprogramowanie witryny internetowej Windows może być zainstalowane na dowolnym komputerze wskazanym przez użytkownika, nie wymaga ono zakupu dedykowanego komputera, jak w przypadku serwera WWW-QNX6. Instytut przykłada duża wagę do rozwoju funkcjonalności serwera WWW-Windows. 4.2. Sprzęt poziomu nadrzędnego Poziom nadrzędny realizowany jest za pomocą markowego sprzętu komputerowego, takiego jak: • stacja sprzęgająca systemu Master, komputer klasy PC z systemem

M. Białecki i in.. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 12–21

5. Elementy podsystemu inżynierskiego podsystem inżynierski jest istotny w każdej fazie tworzenia i funkcjonowania systemu automatyzacji, dlatego na równi z rozwojem systemu automatyzacji rozwijane są narzędzia do jego edycji, diagnostyki i serwisowania. 5.1. Narzędzia edycyjne Do edycji są wykorzystywane opracowane w Instytucie edytory oraz standardowe narzędzia: • edytor ReginEd poziomu procesowego (środowisko Windows) do tworzenia oprogramowania sterowników MASTER oraz algorytmów przetwarzania funkcjonalnego, wykonywanego w bramkach MGate • pakiet edycyjny poziomu operatorskiego (środowisko QNX4/QNX6) do: • analizy bazy sygnałów mierzonych i wyliczanych (baza edytowana przez MS EXCEL) • tworzenia synoptyk • tworzenia paneli regulacyjno-sterowniczych • określania algorytmów wyliczania wielkości wtórnych • konfiguracji raportów z wykorzystaniem firmowych edytorów tekstowych QNX6. • MS EXCEL do edycji wspólnej bazy dla poziomów procesowego, operatorskiego i nadrzędnego (środowisko Windows). Opracowanie systemu nadrzędnego MASTER zrodziło potrzebę korzystania z opisu sygnałów we wszystkich jego poziomach organizacyjnych. Wspólna baza opisu sygnałów analogowych i dwustanowych przechowywana jest w bazie MS SQL-Windows i możliwe są: • import i export plików EXCEL w formacie CSV • przypisanie każdego sygnału do dowolnej liczby obiektów technologicznych. 5.2. Zdalne prace serwisowo-diagnostyczne Pracujące na obiektach systemy automatyzacji MASTER wymagają modernizacji, a także planowanych i awaryjnych działań diagnostyczno-serwisowych. Ze względu na dużą wygodę i możliwość szybkiej reakcji na zgłoszenia interwencyjne z obiektu coraz częściej praktykowane są w Instytucie działania zdalne na zasobach systemu MASTER. Wykorzystywane są w tym celu połączenia za pomocą wirtualnej sieci prywatnej VPN (ang. Virtual Private Network), funkcjonującej jako prywatna struktura logiczna działająca w ramach sieci publicznej, takiej jak Internet. Dostęp do sieci VPN przedsiębiorstw jest możliwy przez udostępnienie pracownikom Instytutu odpowiedniego oprogramowania klienckiego VPN oraz kont na serwerach VPN w przedsiębiorstwach. 5.3. Podsystemy inżynierskie poziomu operatorskiego Podsystemy inżynierskie diagnostyczno-serwisowe poziomu operatorskiego zostały zrealizowane w środowisku systemu QNX4/ QNX6. Narzędzie MasterDBG, opracowane w Instytucie kilkanaście lat temu, podlega ciągłym modyfikacjom funkcjonalnym, natomiast przeglądarka arkuszy programowych ReginViewer jest nowym narzędziem inżynierskim w fazie rozwoju.

Rys. 7. Menu główne witryny internetowej WPSM-MASTER

Rys. 8. Schemat ideowy połączenia aplikacji MasterDBG ze sterownikami MASTER

• Oprogramowanie diagnostyczne MasterDBG Aplikacja MasterDBG, zrealizowana na platformach operacyjnych QNX4 i QNX6, umożliwia diagnostykę i konfigurację sterowników MASTER (SMC-3, SMC-4) z poziomu stacji inżynierskiej i operatorskiej. Oprogramowanie MasterDBG komunikuje się ze sterownikami Master przez pojedyncze lub redundantne bramki MGate, za pomocą bezpośrednich lub rutowanych połączeń. Obecnie z jednej aplikacji MasterDBG możliwy jest równoczesny dostęp online do ośmiu obiektów technologicznych (stacji automatyki). Możliwe jest rozszerzenie liczby stacji, jeśli wystąpi taka potrzeba instalacyjna. Funkcje diagnostyczne realizowane przez

aplikację umożliwiają: • sprawdzanie poprawności działania sterownika (odczytywanie stanu jego pracy) • operacje na jego zmiennych wewnętrznych, takich jak: podgląd wartości i ustawianie wartości. • Funkcje konfiguracyjno-serwisowe pozwalają na: • włączenia/wyłączenia z obsługi kolejnych stacji automatyki (bramek MGate) • konfigurację portów komunikacyjnych stacji automatyki • przesłanie do poszczególnych sterowników programów użytkowych • zdalny restart programu użytkowego wybranego sterownika (restart z RAM lub FLASH)

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 12–21

Rys. 9. Główne okno aplikacji MasterDBG

• przepisywanie programów w sterownikach z RAM do FLASH • odforsowywanie wszystkich zmiennych w ogniwie. • Przeglądarka arkuszy programowych ReginViewer Przeglądarka ReginViewer, podobnie jak MasterDBG, jest narzędziem inżynierskim, uruchamianym zasadniczo na stacjach inżynierskich, ale może być dostępna również z opcji inżyniera systemu na stacjach operatorskich. Obecnie z przeglądarki możliwa jest wizualizacja arkuszy programowych z zestawem bieżących pomiarów, jak również forsowanie (ustawianie) zmiennych. Trwają prace rozszerzenia funkcjonalności przeglądarki o możliwość rejestracji w plikach zmiennych, zawartych na arkuszach. Wybór arkuszy jest dostępny z menu przeglądarki, jak również ze schematów synoptycznych. 6. Podsumowanie podstawowych cech systemu master w aspekcie realizacji kompleksowych instalacji Podsumowując najważniejsze cechy Systemu

Automatyzacji MASTER, w aspekcie jego zróżnicowanych konfiguracyjnie edycji obiektowych oraz stosunkowo łatwej integracji komunikacyjnej z systemami innych producentów, należy wymienić m.in.: • możliwość tworzenia rozproszonych lub scentralizowanych instalacji obiektowych systemu ze złożonym, zróżnicowanym poziomem procesowym i dowolną liczbą równorzędnych stacji operatorskich oraz stacjami inżynierskimi, umożliwiającymi dostęp online do wszystkich zasobów systemu MASTER • wykonanie wielu funkcjonalnych komponentów systemu MASTER, włączanych wybiórczo do realizowania konkretnych potrzeb użytkownika w konkretnych instalacjach obiektowych • możliwość wykonywania doraźnych modyfikacji w systemie, zgodnie z oczekiwaniami użytkowników • możliwość zastosowania różnorodnej synchronizacji elementów systemu z wykorzystaniem oprogramowania i zegarów firmowych lub dostępnych na rynku (zegary satelitarne, zegary DCF,

serwery NTP, serwery TP dostępne w systemie (TCP,UDP)/IP) • szybki, niezawodny system komunikacji między poszczególnymi jego komponentami (10 Mb–1 Gb dla sieci), oparty na preferowanych standardowych protokołach transportowych (TCP, UDP)/IP • możliwość aplikacji dowolnych standardowych i firmowych protokołów komunikacyjnych • wdrożone linki (Open Modbus, OPC, firmowe) do systemów automatyzacji lub systemów nadrzędnych, takich firm jak: Emerson, Honeywell, Alstom, ControlTec, Sternet, ABB, Procom i innych • wdrożone witryny internetowe systemu MASTER , udostępniające dane w sieciach zakładowych oraz łatwa integracja z dowolnymi systemami innych producentów • możliwość zdalnych działań diagnostyczno-serwisowych z wykorzystaniem łączy VPN • szybką i profesjonalną reakcję pracowników Instytutu na obiektowe potrzeby serwisowe lub awaryjne. Reasumując, System Automatyzacji MASTER zapewnia wystarczające zasoby i mechanizmy potrzebne w kompleksowej automatyzacji obiektów przemysłowych, jak również umożliwia tworzenie heterogenicznych instalacji poprzez łatwą integrację z systemami innych producentów. Bibliografia 1. Kieleczawa A. i in., Koncepcja i funkcjonalność mechanizmów sieciowych Systemu Automatyzacji MASTER, Energetyka 2011, s. 12–16. 2. Białecki M. i in., Description of automation system: DCS MASTER, Wrocław, maj 2012. 3. Białecki M. i in., Rozwój Systemu Automatyzacji MASTER w kierunku nowych sposobów komunikacji z systemami zewnętrznymi, Wrocław, grudzień 2010.

M. Białecki et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 12–21

Michał Białecki

mgr inż. Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. e-mail: michal.bialecki@iase.wroc.pl Absolwent Wydziału Informatyki Uniwersytetu Wrocławskiego, od 2004 roku zatrudniony w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych, obecnie na stanowisku specjalista inżynieryjno-techniczny. Specjalista w dziedzinie tworzenia aplikacji obiektowych poziomu operatorskiego systemu MASTER, odpowiedzialny za wizualizację procesów przemysłowych na stacjach operatorskich. Uczestnik licznych wdrożeń na obiektach energetycznych i produkcyjnych.

Radosław Izakiewicz

mgr inż. Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. e-mail: radoslaw.izakiewicz@iase.wroc.pl Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Wrocławskiej. Od 2005 roku zatrudniony w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych na stanowisku specjalista badawczo-techniczny. Zakres jego pracy obejmuje: prace programistyczne, głównie modyfikację, rozbudowę oraz modernizację oprogramowania Systemu Automatyzacji MASTER w zakresie oprogramowania stacji operatorskich, inżynierskich oraz edycji aplikacji obiektowych.

Antonina Kieleczawa

mgr inż. Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. e-mail: antonina.kieleczawa@iase.wroc.pl Absolwentka Wydziału Elektroniki Politechniki Wrocławskiej. W Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych zatrudniona od 1977 roku, obecnie na stanowisku starszy specjalista badawczo-techniczny. W latach 1983–1988 oddelegowana do pracy w ZIBJ w Dubnej, w zespole analiz i obróbki informatycznej pomiarów reakcji jądrowych, prowadzonych w Laboratorium Reakcji Jądrowych. Współtwórca polskiego Systemu Automatyzacji MASTER i rejestracji zakłóceń RZ-SPEEDY4. Specjalista w dziedzinie rozwiązań koncepcyjnych poziomu operatorskiego systemu MASTER oraz modułu komunikacji i synchronizacji czasu. Członek Grupy Roboczej (WG) Międzynarodowej Federacji ds. Automatyki IFAC – TC9.5.

Piotr Pietras

mgr inż. Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. e-mail: piotr.pietras@iase.wroc.pl Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Wrocławskiej, kierunek informatyka. W Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych zatrudniony od 1996 roku. Współtwórca Systemu Automatyzacji MASTER i rejestratora zakłóceń RZ-SPEEDY4. Specjalista w zakresie interfejsu użytkownika, systemów archiwizacji i pakietu edycyjnego ww. systemów. Kontynuuje prace rozwojowe i modernizacyjne w zakresie oprogramowania operatorskiego i inżynierskiego dla obu systemów.

Roman Skakowski

dr inż. Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. e-mail: roman.skakowski@iase.wroc.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego wyższej uczelni ХИМЭСХ w Charkowie na Ukrainie. Uzyskał tytuł doktora nauk technicznych w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej. W Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych zatrudniony od 1996 roku, obecnie na stanowisku kierownika Zakładu Informatyki Elektroenergetycznej. Specjalizuje się w rozwoju polskiego Systemu Automatyzacji MASTER, jest współtwórcą Systemu Nadrzędnego MASTER oraz opracowanego w Instytucie Systemu Rozdziału Mocy LFC dla polskich elektrowni, zgodnego z nowo wdrażanym krajowym systemem LFC (ang. Load Frequency Control).

Wojciech Szubert

dr inż. Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. e-mail: wojciech.szubert@iase.wroc.pl Dyrektor techniczny Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych. Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej, kierunek systemy elektroenergetyczne. Tematyka jego rozprawy doktorskiej dotyczyła diagnostyki turbozespołów z wykorzystaniem sztucznych sieci neuronowych (2008). Członek Rady Naukowej Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o.

Edward Ziaja

mgr inż. Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. e-mail: edward.ziaja@iase.wroc.pl Prezes zarządu w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej. Osiągnięcia zawodowe: autor i współautor 3 patentów i wzorów użytkowych oraz 8 nagród rektora za działalność naukową i wynalazczą na Politechnice Wrocławskiej, autor i współautor wdrożeń 10 patentów w elektroenergetyce polskiej oraz ponad 30 prac publikowanych w prasie branżowej.

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | 29–34

Using Private Properties for Electrical Energy Delivery and Responsibility for Accidents

Author Grzegorz Błajszczak

Keywords private properties, compensations, accidents

Abstract The Polish power grid, transmission and distribution use to a large extent private properties as locations of their power lines and transformers. These grounds were taken in the past by the power of the communists or recently through negligence of the law. This paper reviews the most important regulations and shows the possible solutions. Some aspects of legal responsibilities are also discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014203

1. Reasons for claims from private land owners 2. Privileges and duties of a land owner Part of the infrastructure used for electricity transmission and distribution is built on private property, this in particular concerns overhead power lines and low voltage transformers. A considerable share of the lines was built in the 1950s and 1960s without the consents of land owners and without following rules of construction law in force at that time, while some part was also built according to the Act of 1950 on widespread electrification of villages and hamlets, and the Act of 1958 on rules and procedures for fixed property expropriations. As a result of political transformation in the 1990s most stipulations of those acts have been practically deleted, and many were even reversed. Expropriated or distrained property (houses and land) have been returned to the original owners. At the time of the People’s Republic of Poland power lines and substations were owned by the state, i.e. by the people, and for this reason the people – the farmers, felt that they were co-owners of this infrastructure. In some cases villages were financing and constructing energy infrastructure on their own. Currently those lines (especially low voltage lines) are placed on private property, while they are owned by joint-stock companies (sometimes foreign) which generate profit from energy transmission and distribution. What was once called “a field” has by now become a “fixed property” and is protected by multiple legal regulations. Energy infrastructure arouses common dislike of environmentalists, owners of recreational lands and farmers. Agricultural machinery, usually bulky and unwieldy, must be driven around towers standing in the fields during works. Unploughed patches of land become a source of weeds leading to decreased crops. Towers and wires cause accidents and prevent owners from full unrestricted use of their property. Increasing awareness of land owners and possibility of their common legal actions, as well as common availability of specialist legal assistance should bring attention of energy utilities to the gravity of the unresolved problem of using private land.

Ownership right is one of the essential and indisputable rights in the global economy, regardless of culture and geographic location. The Polish Constitution [1] in Art. 21 stipulates: “The Republic of Poland shall protect ownership and the right of succession”, and in Art. 64: “Everyone shall have the right to ownership, other property rights and the right of succession”. If anyone draws different conclusions from other legal regulations, he will surely be wrong. But if he were right, such regulations would have to be amended, to ensure compliance with the Constitution. The Constitution also addresses the special role of farmers and their property: “The basis of the agricultural system of the State shall be the family farm” (Art. 23). Questioning or restricting ownership rights concerning family farm would be contrary to the essential stipulations of the Constitution. According to Art. 48 of the Civil Code [2] “constituent parts of a land include in particular buildings and other structures permanently bound with the land, as well as trees and other plants from the moment they are planted”. This regulation means that land purchase automatically results in acquisition of everything located on that land, including power lines, towers and transformers. If, however, a notarial deed includes a clause that e.g. a tower shall be excluded from that deed, because it is a property of a certain company, then such a tower, according to Art. 49 § 1 of the Civil Code shall not be considered constituent part of the property, and appropriate information must be recorded in the land and mortgage register. If the land and mortgage register does not specify that certain objects belong to another owner, it shall be surmised that they are parts of the property. According to Art. 27 of the Act on fixed property management:“Sales of a fixed property or establishment of perpetual usufruct on fixed property shall require concluding an agreement in the form of a notarial deed. Establishment of a perpetual usufruct on a fixed property and contractual transfer 29

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | 29–34

of this right shall require recording in the land and mortgage register.” [4]. Analogically to the transfer of limited property right on a fixed property shall require an agreement between the authorised party and the purchaser and listing in the land and mortgage register (Civil Code, Art. 245.1 [2]). Land ownership shall be extended to the space above and below its surface (Civil Code, Art. 143 [2]). This means that an overhead line running above a plot or an underground cable line crossing it may be considered a constituent part of the plot and thus become property of land’s owner. This stipulation unambiguously means that constructing a line crossing above a plot is a violation of property right of the plot’s owner. Certain elements of the electrical infrastructure may be legally considered movable items. Article 169 of the Civil Code says: “§ 1. If a person who does not own a movable item sells this item and gives it to the purchaser, the purchaser shall acquire ownership at the moment of receiving the item, unless he/she acts in bad faith. § 2. However if an item lost or stolen by the owner is sold less than three years from the moment it was lost or stolen, the purchaser may only acquire ownership upon expiration of this period” [2]. For example a 15 kV/400 V transformer mounted on a pole which stands on a private land is a movable item, and obviously it does not have to be stolen or removed to change owner. After three years the ownership rights are transferred to the owner of the land. Article 174 of the Civil Code says: “Possessor of a movable item who is not its owner acquires property rights in the case were he/she has continuously possessed the item as the owner-like possessor for three years, unless he/she acts in bad faith” [2]. In some cases Art. 191 may be applicable: “Ownership of fixed property shall be extended to a movable item which has been connected to the fixed property in such a way that it has become its constituent part”. If an energy utility has acquired rights to use the items in a legal way, it may use them according to specific conditions, but it may not transfer these rights. Article 254 of the Civil Code says that: “usufruct is inalienable” [2]. This means that if the utility company is acquired by another company or merged with it, or it is transformed into another company (i.e. joint-stock company), it shall no longer hold this “usufruct”. The possessor of an item may be either a person actually possessing it as an owner (owner-like possessor) or one who actually possesses it as a user, pledgee, lessee or holder of another right involving actual control over someone else’s item (dependant possessor) – according to Art. 336 of the Civil Code. If an energy utility utilises a power line, and cuts the trees under this line as well as effectively prevents certain activities below that line (e.g. picnicking or exercising certain sports), it becomes a de facto possessor of the space (land and equipment) at that location. According to Art. 222 § 1 of the Civil Code “The owner may require a person who actually controls his/her item to return this item, unless that person is effectively entitled to control that item in reference to the owner. § 2. The owner shall have a claim for restitution of a condition in conformity with the law and stopping further violations against a person who violates the ownership in a way different than by depriving the owner of actual control of the item” [2]. In Art. 223 the Civil Code emphasises that such claims concerning fixed property shall not be subject to the statue of limitations. 30

3. Compliance with the construction law requirements According to the definitions given by the Construction Law, the power lines (in transmission and distribution systems, at every voltage level), transformers, switching stations and other similar objects are “building structures” (Art. 3, Section 1 and Section 11 [3]). Moreover, the power lines are additionally called “linear objects”. Linear objects and other building structures are subject to regulations of the Construction Law. Compliance with the requirements of the Construction Law was mandatory in Poland in the times of the post-war reconstruction, and throughout the entire period of the People’s Republic. An energy utility could erect towers and transformer stations exclusively upon a decision of a territorially relevant body of governmental or local administration, containing the consent of the landowner. In the 1950s and 1960s state-owned energy utilities often failed to meet the requirements stipulated by the Construction Law and commissioned equipment creating faits accomplis. According to the Construction Law Act: “Everyone shall have a right to develop buildings on a land property, under the condition of proving one’s right to administer the property for development purposes, provided that the intended development is compliant with regulations” (Art. 4 [3]). Art. 3, Section 11 explains, that the “right to administer property for development purposes shall be understood as a legal title resulting from ownership, perpetual usufruct, administration, limited property right or contract relationship involving authorisation for performing construction works”. Such a right is acquired by a notarial deed and is recorded in the land and mortgage register of the affected property. If there is no such record in the land and mortgage register, it shall be presumed that such right has not been granted. Construction of any building structure requires a right to administer property for development purposes for the whole area affected by the structure, which shall be understood as the “area surrounding a building structure designated upon separate regulations, implementing development restrictions for that land related to the structure in question” (Construction Law, Art. 3, Section 20 [3]). Change of parameters of a power line, e.g. voltage increase from 3 kV to 15 kV, or change of conductors at constant voltage, increasing current-carrying capacity from 300 A to 1000 A (even if retaining original towers) requires obtaining valid rights to administer property for development, because the influence of the structure is changed. Parties in the procedure of obtaining a building permit are: investor and owners, holders of perpetual usufruct or administrators of properties within the structure’s area of influence (Construction Law, Art. 28, Section 2 [3]). Construction works may only be started upon a final decision granting a building permit (Construction Law, Art. 28, section 1 [3]). Construction of certain structures does not require a building permit. Art. 29 of the Construction Law lists and very precisely names 27 such cases. The only items in the field of electrical power engineering which require no building permit are connecting lines to the buildings (Section 20 [30]).

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | 29–34

4. Possibility of peaceful use of other person’s property Construction of power lines used to be associated with progress, development and improvement in the standard of living. This kind of attitude may still be found in some African countries, but in Europe and in Poland it has changed completely. In the European Union research led to a conclusion that electricity transmission is less cost effective than other available solutions. At this time the European Union shapes its law towards promoting distributed generation (including individual generation in so-called smart buildings). In the efficiency directive, already in its introduction (Section 23, before the Art. 1 [5]) the European Parliament and the Council orders reducing incentives for energy transmission: “With a view to making tariffs and other regulations for net-bound energy more conducive to efficient energy end-use, unjustifiable volume-driving incentives should be removed”. This means that in all disputes concerning routing electricity transmission lines, energy utilities will encounter a serious argument in the hands of their opponents. Utilisation of someone else’s private property (land, plot, buildings) in the form of situating there towers of an overhead line, the line itself (hanging conductors), underground cables or a transformer or switchgear may be ensured with several peaceful methods. The most important solutions provided by law are presented below. It needs to be emphasised that in every case the only valid form of agreement is a notarial deed.

4.1. Expropriation According to the Act on fixed property management: “Expropriation of a fixed property shall mean either removing or restricting ownership right, perpetual usufruct or another property right on a fixed property by means of an administrative decision”(Art. 112, Section 2 [4]). Expropriation may concern entire property (e.g. agricultural plot or another plot) or its part. Art. 21 of the Polish Constitution stipulates that: “Expropriation may be allowed solely for public purposes and for just compensation”. Expropriation is only possible in the case of property located at areas earmarked for public purposes in local development plans or for which a decision concerning locating a public purpose investment has been issued. Expropriation of a fixed property may be carried out if public objectives may not be accomplished in any way other than removing or restricting rights to such fixed property, and such rights may not be acquired by legal agreement (Act on fixed property management, Art. 112, Section 3 [4]). The Act on fixed property management unambiguously states that “A fixed property may be expropriated only to the State Treasury or a body of local government” (Art. 113.1 [4]). This means that an energy utility may not directly acquire rights to a fixed property through expropriation. An indirect method is expropriation by e.g. municipality, which then, already in the capacity of the owner, may transfer part of the property rights to an energy utility. Sales of a fixed property or establishment of a perpetual usufruct on fixed property shall require concluding an agreement in the form of a notarial deed. Establishment of a perpetual usufruct on a fixed property and contractual transfer of this right shall require recording in the land and mortgage register (Act on fixed property management, Art. 27 [4]). If expropriation affects part

of fixed property in such a way, that the remaining part may not be properly used for its original purpose, the State Treasury or a local government unit (depending who takes over land through expropriation) shall buy that part upon demand of the owner or holder of perpetual usufruct through a legal agreement (Act on fixed property management, Art. 113, Section 3 [4]). The decision concerning fixed property expropriation, except for the elements specified by the Administrative Procedure Code, shall also specify expropriated rights (Act on fixed property management, Art. 119, Section 3 [4]). Initiation of an expropriation procedure should be preceded by negotiations concerning potential purchase of the rights in question through a legal agreement, carried out between a starosta fulfilling duties of government administration, and the owner or holder of perpetual usufruct on the property, as well as the person who holds a limited property law to the property. A replacement property may be offered during negotiations (Act on fixed property management, Art. 114.1 [4]).

4.2. Easement According to the Civil Code: “A fixed property may be encumbered with rights of the owner of another property (benefit property) in such a way, that the owner of benefit property may use the encumbered property in a specified scope or the owner of encumbered property is restricted in their own ability to carry out appropriate actions, or that the owner of the encumbered property is not permitted to exercise certain rights concerning property resulting from regulations governing exercising property rights (land easement)” (Art. 285 § 1 [2]). Typical application of easement was awarding formal right for walking over a path through a neighbour’s fields, which considerably shortened the walking time to a school or a shop. In 2008, as a result of the effort of energy utilities, the Civil Code Act was amended, and an article describing so-called transmission easement was added. “A fixed property may be encumbered with rights of an entrepreneur who intends to construct or who owns equipment referred to in Art. 49 § 1, permitting limited and specified use of that property by the entrepreneur relevant to the function of the equipment in question (transmission easement)” (Art. 305.1). Art. 49 § 1 referred to in this text mentions “equipment used for supplying or removing liquids, steam, gases, electricity”. This form suggests that the equipment should be of local significance and used for supplying individual buildings or groups of buildings. Disputed cases need to be evaluated by a court. Easement is not a right which appears automatically. According to the Civil Code easement is a “limited property right” (Art. 244 § 1 [2]). Establishing limited property right is done according to the property transfer regulations (Civil Code, Art. 245 § 1 [2]). Easement may be established with a legal agreement (in the form of a notarial deed) between the owner and an energy utility or may be ruled by a court. In both cases it leads to a relevant record in a land and mortgage register. Civil Code enables energy utilities to apply for establishing easement by a court (this applies both to planned and existing equipment). “If a property owner refuses to enter into agreement concerning transmission easement, and such an easement is necessary for proper operation of equipment described in Art. 49 § 1, an entrepreneur may 31

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | 29–34

demand establishing easement at appropriate remuneration” (Art. 305.2 § 1). It needs to be noted that the legislator used the word “necessary” here. This fact, in combination with Art. 288 of the Civil code which says that “land easement should be exercised in such a way as to minimise restriction of usage of encumbered property”, means that whenever possible a power line or another object should be situated elsewhere, and easement would not be awarded. Courts also rule reverse cases: “If an entrepreneur refuses to enter into agreement concerning transmission easement, and such an easement is necessary for proper operation of equipment described in Art. 49 § 1, the property owner may demand remuneration in return for establishing transmission easement” (Art. 305.2 § 2). If an energy utility demands acknowledging easement by prescription, it should also apply to a court for such a ruling. If there is no record in a land and mortgage register, it shall be presumed that no easement exists. For easement by prescription general prescription regulations apply (Civil Code, Art. 292 [2]). According to Art. 172 § 1 of the Civil Code [2]: “Possessor of a fixed property who is not its owner acquires property rights if he/she has continuously possessed the property as the owner-like possessor for twenty years, unless he/she acts in bad faith (prescription)” and § 2: “After thirty years possessor of a fixed property acquires its ownership, even if he possessed it in bad faith”. It needs to be noted that the prescription duration does not necessarily consist of consecutive years. Statues of limitations for claims are applied accordingly to the course of prescription (Civil Code, Art. 175 [2]). Prescription may be counted from a specific event, suspended for a certain period and also effectively terminated with a certain event in the past. For example the time of prescription does not include a period when the owner of encumbered property was underage, and course of prescription is suspended by any legal action proceeded by court or another institution founded to settle such cases (Civil Code, Art. 123 § 1 [2]) or even start of mediation (Civil Code, Art. 123 § 3). The prescription period for transmission easement may also not include a period, during which the owner of encumbered property, e.g. farmer, could not have put his claims forward for political reasons. In the times of the People’s Republic a farmer was unable to sue the people’s state. Based on Article 44 of the Polish Constitution which says that: “The statute of limitation regarding actions connected with offences committed by, or by order of, public officials and which have not been prosecuted for political reasons, shall be extended for the period during which such reasons existed” it may be assumed that the prescription period for easement may be counted from the moment when the easement started to be used by independent companies. This means that in no case 30 years have already expired. Declaring easement by prescription for example for a transformer or a power line is by no means an easy case and may encounter a counter-claim for awarding ownership of the transformer or line in question by prescription to the property owner. The local community may also claim ownership.

4.3. Perpetual usufruct An energy utility may acquire perpetual usufruct on land on which its infrastructure is located or is planned to be located. 32

This, however, does not apply to private land. According to Art. 232 § 1 of the Civil Code [2]: “Land which is property of the State Treasury and located within administrative limits of towns and cities, and land of the State Treasury located outside such limits, but covered by a city’s or town’s development plans and assigned for purpose related to municipal economy, as well as land owned by local government bodies or their unions, may be given into perpetual usufruct to natural persons or legal persons. § 2. In cases described by specific regulations, an object of perpetual usufruct may also be another fixed property of the State Treasury, local government bodies or their unions”. In this situation a negotiating party for an energy utility is not an individual private owner, but the State Treasury or local community. An energy utility which holds perpetual usufruct shall pay an annual fee throughout the validity of this right (Civil Code, Art. 238 [2]). Detailed agreement specifies what and how may be built on a leased property. Ownership of buildings and equipment on used land to which a holder of perpetual usufruct is entitled, is a right related to the perpetual usufruct (Civil Code, Art. 235 § 2 [2]).

5. Fulfilling justified property rights In most cases the situation is such that a rich and influential energy utility has entered land of a poor and poorly educated farmer and then, without his consent (or sometimes even without knowledge) built towers with a power line and sometimes a transformer on his field. The utility generates profits from such a line and transformer, a fact also known to the land owners (there is a separate charge for transmission on electricity invoice). The energy utility not only does not share this profit, but also pays no fees for land use, and moreover does not allow owners to perform certain activities which could interfere with business activity of the utility on their own land. Such a situation obviously contradicts both Polish and European law. Most disputed cases may be qualified into one of two categories (sometimes to both at the same time): removal of utility’s infrastructure from private land or compensation for land utilisation. Building towers, overhead lines (without towers) or other energy infrastructure could be done with or without violation of the law. In either case the property owner may demand removal of the infrastructure and remuneration for land use.

5.1. Removal of energy infrastructure element from private property Construction of a power line (or other energy-related equipment) requires obtaining a building permit and presenting rights to the land on which construction is to be carried out. If an energy utility is unable to present such documents, it is surmised that the construction has been performed without required permits. In such a situation, pursuant to Art. 48 Section 1 of the Construction Law: “Relevant authority orders, by means of a decision, dismantling a building structure or its part which is under construction or has already been constructed without a required building permit” [3]. Moreover, Article 90 of the Construction Law says that: “Person who carries out construction works in cases specified in Art. 48, Art 49b, Art. 50 Section 1 Item 2, is liable to punishment of fine, restriction of liberty or up to 2 years

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | 29–34

of imprisonment” [3]. It needs to be emphasised that the concept of “construction” also includes replacement of towers with new ones, increasing line voltage, replacing conductors with ones of higher current capacity, change of transformer rating and other actions which cause construction changes or changed environmental footprint. Repositioning towers and other changes related to their location on the plot are considered construction. Energy facilities, regardless of the time and way of their construction, must comply with current regulations of the Construction Law and other acts of law. It also needs to be remembered that – as stated in Chapter 4.2 of this paper – an energy utility must prove that it is necessary to construct a facility at a specific location or that it is not possible to build it in another location, e.g. to build a power line along a public road. If an energy utility owns a power line, transformer or another object on someone else’s land, it must hold a legal title to such a condition, e.g. agreement in the form of a notarial deed or court’s verdict concerning easement. If a utility does not hold such a legal title for locating and operating its infrastructure on a private property, then the owner of this property may demand it to be immediately removed. Moreover, pursuant to Art. 333 § 1 of the Civil Code: “Owner shall have a claim for restoration of the original condition and refraining of further violations against the person who has wilfully violated ownership and also against the person who benefited from the violation” [2]. According to Art. 343 § 1 of the Civil Code: “An owner may employ defence of necessity to repel wilful ownership violation. § 2. Property owner may, immediately after wilful ownership violation, restore the previous condition with own actions, however when doing so it is prohibited to employ physical violence against people. The owner of a movable item, if he is threatened with irrecoverable harm, may, immediately after he is wilfully deprived of ownership, employ necessary self-help to restore the previous condition” [2]. The regulation quoted above allows a farmer to remove a tower or another object from their own field. The Polish Constitution says that: “1. Everyone shall have the right to compensation for any harm done to him by any action of an organ of public authority contrary to law. 2. Statutes shall not bar the recourse by any person to the courts in pursuit of claims alleging infringement of freedoms or rights” (Art. 77). If in the past, after forcing a land owner to grant consent or without such consent contemporary authorities led to construction of towers or other facilities on his/her land, now this owner has a right to claim compensation of the harm. Statue of limitations, prescriptions and flow of time mentioned in acts of law do not apply in this case (according to the Section 2 of the quoted article).

5.2. Compensation for using someone else’s property The most frequent case of settlement is establishing easement. Remuneration is due for allowing easement (Civil Code, Art. 305.2 § 1 [2]), regardless of the way of establishing easement, including cases of easement being established by court decision or by prescription. If an energy utility does not hold property titles to the land, and there is no settlement between the parties (utility and land owner) and no court’s decision exists, then the energy utility

has no legal basis to own and operate its facilities located on a private land. In such a situation Art. 405 of the Civil Code applies: “Who, without legal basis, has profited at the expense of another person, is obliged to return the benefit in kind, and if this is not possible, then to return its value” [2], which means that an energy utility should return to the owner the full income it has generated from transmission and ownership (standing charges) of own equipment located on the land in question. Moreover, it should compensate for all inconvenience and harm attributable to the presence of own equipment (facilities) on private property. “Who, by own fault, has caused harm to another person, is committed to repair it” (Civil Code, Art. 415 [2]). This paper analyses the legal situation of private lands, however identical compensation is due for the State Treasury in the case of an energy utility using state-owned land. Compensation should be calculated for the whole period of utilising property owned by someone else. According to the ruling of the Supreme Court it may not be assumed that no one’s land exists on Polish territory, and in every case it is presumed that the land has an owner. An energy utility, at the time of construction, had knowledge whether the land used for construction was owned by it or by someone else. Delay of compensation claims by the owner or even transfer of this liability to new owners (Civil Code, Art. 509, § 1 [2]) may not be understood as a presumed statement of will to waive the remuneration (ruling of the Supreme Court of 28 January 1999, file ref. no. III CKN 145/9). Compensation shall also include: harm suffered by the owner due to inability to utilise occupied land, including the influenced area (agricultural machinery may drive around obstacles at certain curves), necessity to manually cultivate land near facilities or costs of results of inability to perform such operations (crops reduced by weed spreading), necessity to abandon (e.g. under a power line) certain type of crops (e.g. hops, orchards, forestation), inability to use high agricultural machinery (e.g. harvesters), inability to build structures on that land and restriction of other investment capabilities, necessity to preserve protective areas, lowering attractiveness of entire property and its tourist quality, lowering the quality, functionality and objective value of the property and other related properties. Compensation for the period of extra-contractual use of property, according to the ruling of the Supreme Court (ruling of 1 February 2010, file ref. no. I CKS 312/09) shall be based on market rates for utilising a certain type of item (civil benefits) which the owner could have obtained if a lease contract was concluded. Owners of land encumbered with energy infrastructure in most cases do not have appropriate knowledge to enforce their rights. Yet the farmers and other land owners may expect assistance of local authorities. According to Art. 76 of the Polish Constitution: “Public authorities shall protect consumers, customers, hirers or lessees against activities threatening their health, privacy and safety, as well as against dishonest market practices. The scope of such protection shall be specified by statute”. Such cases may be handled by the Commissioner for Citizens’ Rights (Human Rights Defender) who (according to the Art. 208 of the Constitution)“shall safeguard the freedoms and rights of persons and citizens specified in the Constitution and other normative acts”. An owner of 33

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | 29–34

encumbered land may also entrust the claim or sell the claim e.g. to a specialised law firm: “Creditor may also, without debtor’s consent, transfer liability to a third person” (Civil Code, Art. 509 § 1) [2].

6. Liability in the case of accidents related to energy infrastructure Energy infrastructure, in particular transformers with the lower phase voltage of 230 V and medium- or low-voltage power lines, may be located on fields, in forests, on private yards, in gardens and orchards, near local or trunk roads, near rivers or ponds and in many other unprotected locations. For that reason such facilities often create a threat of accidents. Responsibility for an accident, loss of life, loss of health, suffering of injured persons and for material losses, rests with the party or parties who contributed to the accident. The Civil Code stipulates that: “§ 1. Who manufactures a dangerous product within its own business activity (producer), shall be responsible for harm done to anyone by this product. § 2. Product shall be understood as a movable item, even if it is connected to another item. Animals and electricity shall also be considered products” (Art. 449.1 [2]). This means that electricity is, according to the law, a dangerous product, and an energy utility is responsible for therelated harm. Several accidents will be described to present the threat. A villager, walking to a fishing site barefoot and holding an aluminium telescopic fishing rod, caught a power line with this rod and got an electric shock which resulted in paralysis of one arm and one leg. The victim explained that he had not known that touching the line could be dangerous. After installing the line, the energy utility has not even instructed the land owner about the resulting threats. It also happened that a tractor driver collided and struck a power line tower with his vehicle, which destroyed both the machine and the tower. It was revealed that the tower had been built without a building permit, without the owner’s consent and it should never have been there. In another case an energy utility upgraded a power line and increased voltage from 400 V to 15 kV.

All the farmers in the area knew about this fact, but none of them understood the implications. Two persons were killed. Serious failure was caused by children, who destroyed 15 kV insulators and caused permanent line-to-line short circuit while playing ball. No one had told the children or their guardians that they were not allowed to play ball on a yard in front of their house. Such examples demonstrate that energy utilities place dangerous infrastructure on private land and do not care about instructing owners what can and what cannot be done in their neighbourhood. Knowledge about electrical power engineering of an average adult is usually limited to the physics lessons in secondary school (sometimes it is even smaller) and professional behaviour may not be expected in such cases. In most cases full responsibility rests with energy utilities. Regardless of the character of an event, absence of a legal title to use the land automatically means that the energy utility is responsible.

7. Final conclusions In a democratically ruled state it is not possible to utilise fixed property without consent of its owner and without paying compensation agreed upon with the owner. Regulating rights of energy utilities to use land owned by other owners, including the State Treasury, will be troublesome and expensive to those companies. In many cases it will be necessary to relocate the power infrastructure. REFERENCES

1. 2. 3. 4. 5.

Constitution of the Republic of Poland of 2 April 1997 as amended. Act of 23 April 1964 – The Civil Code, as amended. Act of 7 July 1994 – The Construction Law, as amended. Act of 21 August 1997 on fixed property management, as amended. Directive 2006/32/EC of the European Parliament and of the Council of 5 April 2006 on energy end-use efficiency and energy services.

Grzegorz Błajszczak Energy Regulatory Office e-mail: grzegorz.blajszczak@ure.gov.pl Worked as a researcher at Warsaw University of Technology, at a Technical University in Budapest and at Rand Afrikaans University in Johannesburg. International Relations Manager at Energoprojekt-Warszawa SA (1994–1995), Manager for Drives and Backup Power Supply in French company Schneider Electric (1995–1996), Deputy Director for Training and Implementation at the European Process Control Department of Westinghouse Electric (1996–1999). From 1999 until 2012 in Polskie Sieci Elektroenergetyczne, where his work concerned ancillary services, later, settlements of cross-border energy exchange, and finally implementation of new technologies, power quality and reactive power management. In years 2012–2013 he carried out a project on power plant control at Emerson Process Management Power & Water Solutions, worked at the Polish Power Exchange (Towarowa Giełda Energii) and provided consultation to City Energy sp. z o.o. From 2013 he has been a staff member of the Energy Regulatory Office (Urząd Regulacji Energetyki) in the Department of Markets Development and Consumer Issues. He is a member of: SEP (Polish Association of Electrical Power Engineers), IEEE, Committee of the Polish Federation of Engineering Associations (NOT) on Energy Management, Polish Committee for Quality and Effective Consumption of Electrical Energy. He is an expert in power quality and also author of more than 120 scientific and technical papers.

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 29–34

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 29–34. When referring to the article please refer to the original text. PL

Użytkowanie własności prywatnej przy przesyle energii i odpowiedzialność cywilna Autor

Grzegorz Błajszczak

Słowa kluczowe

grunty prywatne, rekompensaty, wypadki

Streszczenie

Energetyka zawodowa w znacznym stopniu korzysta z prywatnych gruntów, na których znajdują się napowietrzne linie energetyczne i transformatory. W artykule skomentowano najważniejsze zapisy prawne dotyczące zwrotu zajętych, wywłaszczonych lub zagarniętych nieruchomości oraz rekompensat za ich użytkowanie. Omówiono także ważniejsze elementy odpowiedzialności cywilnej właściciela infrastruktury energetycznej za związane z nią wypadki.

1. Przyczyny roszczeń właścicieli gruntów prywatnych Część infrastruktury wykorzystywanej do przesyłu i rozdziału energii elektrycznej jest posadowiona na gruntach prywatnych, dotyczy to w szczególności linii napowietrznych i transformatorów niskiego napięcia. Duża część linii powstawała w latach 50. i 60. bez zgody właściciela gruntu i bez zachowania wymagań obowiązującego wówczas prawa budowlanego, a część na podstawie ustawy z 1950 roku o powszechnej elektryfikacji wsi i osiedli oraz ustawy z 1958 roku o zasadach i trybie wywłaszczania nieruchomości. W wyniku przekształceń ustrojowych w latach 90. praktycznie wycofano, a nawet odwrócono większość zapisów zawartych w tych ustawach. Wywłaszczone lub zajęte nieruchomości (domy i grunty) są zwracane ich pierwotnym właścicielom. W czasach Polski Ludowej linie i stacje elektroenergetyczne należały do państwa, czyli do ludu, co powodowało, że lud – rolnicy czuli się niejako współwłaścicielami tej infrastruktury. W niektórych przypadkach wieś sama finansowała i budowała linię energetyczną. Obecnie linie te (zwłaszcza niskiego napięcia) znalazły się na gruntach prywatnych, a właścicielami linii są spółki akcyjne (niekiedy zagraniczne) czerpiące dochód z działalności przesyłu i rozdziału energii. To, co kiedyś nazywano „polem”, teraz stało się „nieruchomością” i jest chronione przez wiele zapisów prawnych. Infrastruktura energetyczna budzi powszechną niechęć ekologów, właścicieli działek rekreacyjnych i rolników. Maszyny rolnicze, na ogół duże i mało zwrotne, muszą omijać w trakcie prac słupy stojące na polu. Niezaorane kawałki stają się źródłem rozsiewania chwastów, co z kolei zmniejsza plony. Słupy i przewody przyczyniają się do wypadków oraz uniemożliwiają swobodne, pełne dysponowanie nieruchomością. Zwiększająca się świadomość właścicieli gruntów oraz możliwość ich zrzeszonego występowania w sporach, a także łatwość uzyskania specjalistycznej pomocy prawnej, powinna zwrócić uwagę przedsiębiorstw energetycznych na powagę nierozwiązanego problemu wykorzystywania gruntów prywatnych. 2. Przywileje i prawa właściciela gruntu Prawo własności jest jednym z najważniejszych i niepodważalnych praw w gospodarce

światowej, niezależnie od kultury i położenia geograficznego. Nasza konstytucja [1] mówi w art. 21: „Rzeczpospolita Polska chroni własność i prawo dziedziczenia” oraz w art. 64: „Każdy ma prawo do własności, innych praw majątkowych oraz prawa dziedziczenia”. Jeżeli ktokolwiek wysnułby inne wnioski z innych przepisów prawnych, to z pewnością będzie w błędzie. Gdyby jednak zdarzyło się, że miałby rację, to przepisy takie musiałyby zostać zmienione, bo muszą być zgodne z konstytucją. Konstytucja zwraca również uwagę na szczególną rolę rolników i ich dobytku: „Podstawą ustroju rolnego państwa jest gospodarstwo rodzinne” (art. 23). Podważanie lub ograniczanie praw własności do gruntu rodzinnego gospodarstwa rolnego jest godzeniem w podstawowe zapisy konstytucji. Zgodnie z art. 48 Kodeksu cywilnego [2] „do części składowych gruntu należą w szczególności budynki i inne urządzenia trwale z gruntem związane, jak również drzewa i inne rośliny od chwili zasadzenia lub zasiania”. Zapis ten oznacza, że kupując działkę – grunt, kupuje się ziemię wraz ze wszystkim, co się na niej znajduje, włączając również linie energetyczne, słupy, transformatory. Jeżeli jednak w akcie notarialnym pojawi się uwaga o wyłączeniu z aktu np. słupa, ponieważ jest on własnością pewnego przedsiębiorstwa, to słup ten, zgodnie z k.c. art. 49 § 1, nie zostanie uznany za część składową nieruchomości, a stosowna informacja musi znajdować się w księdze wieczystej. Jeżeli w księdze wieczystej nie ma wpisu, że pewne obiekty należą do innego właściciela, to domniema się, że są częścią tej nieruchomości. Zgodnie z art. 27 Ustawy o gospodarce nieruchomościami: „Sprzedaż nieruchomości albo oddanie w użytkowanie wieczyste nieruchomości gruntowej wymaga zawarcia umowy w formie aktu notarialnego. Oddanie nieruchomości gruntowej w użytkowanie wieczyste i przeniesienie tego prawa w drodze umowy wymaga wpisu w księdze wieczystej” [4]. Podobnie do przeniesienia ograniczonego prawa rzeczowego na nieruchomości potrzebna jest umowa między uprawnionym a nabywcą i ujawnienie w księdze wieczystej (k.c. art. 245.1 [2]). Własność gruntu rozciąga się na przestrzeń nad i pod jego powierzchnią (k.c. art. 143 [2]). Oznacza to, że linia zwisająca nad działką lub

linia kablowa w ziemi może być uznana za część składową działki i stać się własnością właściciela tej działki. Zapis ten jednocześnie oznacza, że przepuszczenie linii nad działką stanowi naruszenie własności właściciela działki. Niektóre elementy infrastruktury elektroenergetycznej mogą być uznane w sensie prawnym za rzeczy ruchome. Artykuł 169 k.c. mówi: „§ 1. Jeżeli osoba nieuprawniona do rozporządzania rzeczą ruchomą zbywa rzecz i wydaje ją nabywcy, nabywca uzyskuje własność z chwilą objęcia rzeczy w posiadanie, chyba że działa w złej wierze. § 2. Jednakże gdy rzecz zgubiona, skradziona lub w inny sposób utracona przez właściciela zostaje zbyta przed upływem lat trzech od chwili jej zgubienia, skradzenia lub utraty, nabywca może uzyskać własność dopiero z upływem powyższego trzyletniego terminu” [2]. Przykładowo, transformator 15 kV/400 V umieszczony na słupie znajdującym się na prywatnej posesji jest rzeczą ruchomą, nie musi być bynajmniej ukradziony czy zdemontowany, żeby zmienić właściciela. Po trzech latach przechodzi na własność właściciela posesji. Artykuł 174 k.c. mówi: „Posiadacz rzeczy ruchomej niebędący jej właścicielem nabywa własność, jeżeli posiada rzecz nieprzerwanie od lat trzech jako posiadacz samoistny, chyba że posiada w złej wierze” [2]. W niektórych przypadkach może mieć zastosowanie art. 191: „Własność nieruchomości rozciąga się na rzecz ruchomą, która została połączona z nieruchomością w taki sposób, że stała się jej częścią składową”. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne uzyskało zgodnie z przepisami prawo użytkowania rzeczy, to może z niego korzystać zgodnie z określonymi warunkami, ale nie może tego prawa przekazać. Artykuł 254 k.c. mówi, że: „użytkowanie jest niezbywalne” [2]. Oznacza to, że jeżeli przedsiębiorstwo zostało kupione lub wchłonięte przez inne przedsiębiorstwo, czy też przekształciło się w inne przedsiębiorstwo (np. spółkę akcyjną), to już tego „prawa użytkowania” nie posiada. Posiadaczem rzeczy jest zarówno ten, kto nią faktycznie włada, jak właściciel (posiadacz samoistny), jak i ten, kto nią faktycznie włada jak użytkownik, zastawnik, najemca, dzierżawca lub mający inne prawo, z którym łączy się określone władztwo nad

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 29–34

cudzą rzeczą (posiadacz zależny) – art. 336 k.c. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne korzysta z linii energetycznej i wycina drzewa pod tą linią oraz skutecznie zapobiega określonej aktywności pod linią (np. grillowaniu, czy uprawianiu niektórych sportów), staje się wówczas osobą faktycznie zarządzającą przestrzenią (gruntem i urządzeniami) w tym miejscu. Na podstawie k.c. art. 222 § 1: „Właściciel może żądać od osoby, która włada faktycznie jego rzeczą, ażeby rzecz została mu wydana, chyba że osobie tej przysługuje skuteczne względem właściciela uprawnienie do władania rzeczą. § 2. Przeciwko osobie, która narusza własność w inny sposób aniżeli przez pozbawienie właściciela faktycznego władztwa nad rzeczą, przysługuje właścicielowi roszczenie o przywrócenie stanu zgodnego z prawem i o zaniechanie naruszeń” [2]. W art. 223 Kodeks cywilny podkreśla, że powyższe roszczenia dotyczące nieruchomości nie ulegają przedawnieniu. 3. Spełnienie wymogów prawa budowlanego W myśl definicji podanych w prawie budowlanym linie transmitujące energię elektryczną (w przesyle i dystrybucji, na każdym poziomie napięcia), transformatory, rozdzielnie i inne podobne obiekty są „budowlami” (art. 3 ust. 3 i ust. 11 [3]). Ponadto linie energetyczne są dodatkowo nazywane „obiektem liniowym”. Obiekty liniowe i inne budowle podlegają regulacjom prawa budowlanego. Spełnienie wymogów prawa budowlanego obowiązywało w Polsce zarówno w okresie powojennej odbudowy, jak i przez wszystkie lata PRL. Przedsiębiorstwo energetyczne mogło stawiać słupy i stacje transformatorowe wyłącznie na podstawie decyzji właściwego terytorialnie organu administracji rządowej lub samorządowej, zawierającej zgodę posiadacza gruntu. W latach 50. i 60. państwowe przedsiębiorstwa energetyczne często nie dopełniały obowiązków wynikających z prawa budowlanego i uruchamiały instalacje, tworząc fakty dokonane. W myśl ustawy Prawo budowlane: „Każdy ma prawo zabudowy nieruchomości gruntowej, jeżeli wykaże prawo do dysponowania nieruchomością na cele budowlane, pod warunkiem zgodności zamierzenia budowlanego z przepisami” (art. 4 [3]). W art. 3 ust. 11 wyjaśnione jest, że przez „prawo do dysponowania nieruchomością na cele budowlane – należy rozumieć tytuł prawny wynikający z prawa własności, użytkowania wieczystego, zarządu, ograniczonego prawa rzeczowego albo stosunku zobowiązaniowego, przewidującego uprawnienia do wykonywania robót budowlanych”. Takie prawo uzyskiwane jest aktem notarialnym i jest wpisywane do księgi wieczystej nieruchomości, której dotyczy. Jeżeli w księdze wieczystej takiego wpisu nie ma, to domniema się, że takiego prawa nie udzielono. Na powstanie każdej budowli wymagane jest prawo dysponowania nieruchomością w pełnym obszarze oddziaływania obiektu, należy przez to rozumieć „teren wyznaczony w otoczeniu obiektu budowlanego na podstawie przepisów odrębnych, wprowadzających związane z tym obiektem ograniczenia w zagospodarowaniu tego terenu” (p.b., art. 3 ust 20 [3]). Zmiana parametrów linii energetycznej np. napięcia z 3 kV

na 15 kV lub, przy tym samym napięciu, zmiana przewodów z obciążalności 300 A na 1000 A (nawet na tych samych słupach), wymaga uzyskania aktualnego prawa do zabudowy, ponieważ zmieniło się oddziaływanie obiektu. Stronami w postępowaniu w sprawie pozwolenia na budowę są: inwestor oraz właściciele, użytkownicy wieczyści lub zarządcy nieruchomości znajdujących się w obszarze oddziaływania obiektu (p.b., art. 28 ust. 2 [3]). Roboty budowlane można rozpocząć jedynie na podstawie ostatecznej decyzji o pozwoleniu na budowę (p.b., art. 28 ust. 1 [3]). Budowa niektórych obiektów nie wymaga uzyskania zgody. W art. 29 p.b. wymieniono i bardzo precyzyjnie nazwano 27 przypadków. Z zakresu elektroenergetyki pozwolenia na budowę nie wymagają jedynie przyłącza do budynków (ust. 20 [3]). 4. Możliwości pokojowego korzystania z cudzej własności Budowa linii przesyłających energię elektryczną była w przeszłości kojarzona z postępem, rozwojem cywilizacyjnym i podniesieniem standardu życia. Przejawy takiej świadomości można jeszcze znaleźć w niektórych krajach afrykańskich, ale w Europie i w Polsce postrzeganie problemu jest już zupełnie inne. W Unii Europejskiej na podstawie badań i analiz wyciągnięto wniosek, że przesyłanie energii elektrycznej jest mniej opłacalne w porównaniu z innymi możliwymi rozwiązaniami. Unia Europejska kształtuje obecnie prawo w celu zwiększenia generacji lokalnej (w tym indywidualnej w tzw. inteligentnych budynkach). W dyrektywie dotyczącej poprawy efektywności końcowego wykorzystania energii, już we wstępie (ust. 23 przed art. 1 [5]) Parlament Europejski i Rada Unii Europejskiej nakazuje zmniejszenie zachęt do przesyłania energii: „Dla skuteczniejszego oddziaływania taryf i innych uregulowań dotyczących energii sieciowej na efektywność końcowego zużycia energii, powinno się usunąć nieuzasadnione zachęty do zwiększania ilości przesyłanej energii”. Fakt ten oznacza, że we wszystkich sporach dotyczących przebiegu linii energetycznych przedsiębiorstwa energetyczne napotkają na poważny argument u swoich oponentów. Korzystanie przez przedsiębiorstwo energetyczne z cudzej, prywatnej własności (gruntu, działki, budynku), polegające na usytuowaniu tam słupów linii napowietrznej, samej (zwisającej) linii, kabla podziemnego, czy też transformatora lub rozdzielni może być rozwiązane na kilka pokojowych sposobów. Poniżej przedstawiono najważniejsze, przewidziane przez prawo rozwiązania. Należy podkreślić, że w każdym przypadku obowiązuje pod rygorem nieważności forma aktu notarialnego. 4.1. Wywłaszczenie Zgodnie z Ustawą o gospodarce nieruchomościami: „Wywłaszczenie nieruchomości polega na pozbawieniu albo ograniczeniu, w drodze decyzji, prawa własności, prawa użytkowania wieczystego lub innego prawa rzeczowego na nieruchomości” (art. 112 ust. 2 [4]). Wywłaszczenie może dotyczyć całej nieruchomości (np. działki rolnej lub innego gruntu) lub jej części. Polska konstytucja [1] w art. 21 mówi, że: „Wywłaszczenie

jest dopuszczalne jedynie wówczas, gdy jest dokonywane na cele publiczne i za słusznym odszkodowaniem”. Wywłaszczenie jest możliwe wyłącznie w stosunku do nieruchomości położonych na obszarach przeznaczonych w planach miejscowych na cele publiczne albo do nieruchomości, dla których wydana została decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego. Wywłaszczenie nieruchomości może być dokonane, jeżeli cele publiczne nie mogą być zrealizowane w inny sposób niż przez pozbawienie albo ograniczenie praw do nieruchomości, a prawa te nie mogą być nabyte w drodze umowy (g.n. art. 112 ust. 3 [4]). Ustawa o gospodarce nieruchomościami jednoznacznie wskazuje, że „Nieruchomość może być wywłaszczona tylko na rzecz Skarbu Państwa albo na rzecz jednostki samorządu terytorialnego” (art. 113.1 [4]). Oznacza to, że przedsiębiorstwo energetyczne nie może bezpośrednio uzyskać praw do nieruchomości wskutek wywłaszczenia. Pośrednim sposobem jest wywłaszczenie nieruchomości na rzecz np. gminy, a gmina z kolei, będąc już właścicielem, może przenieść część praw własności na przedsiębiorstwo energetyczne. Sprzedaż nieruchomości albo oddanie w użytkowanie wieczyste nieruchomości gruntowej wymaga zawarcia umowy w formie aktu notarialnego. Oddanie nieruchomości gruntowej w użytkowanie wieczyste i przeniesienie tego prawa w drodze umowy wymaga wpisu w księdze wieczystej (g.n. art. 27 [4]). Jeżeli wywłaszczeniem objęta jest część nieruchomości, a pozostała część nie nadaje się do prawidłowego wykorzystywania na dotychczasowe cele, na żądanie właściciela lub użytkownika wieczystego nieruchomości nabywa się tę część w drodze umowy na rzecz Skarbu Państwa lub na rzecz jednostki samorządu terytorialnego, w zależności od tego, na czyją rzecz następuje wywłaszczenie (g.n. art. 113 ust. 3 [4]). Decyzja o wywłaszczeniu nieruchomości, poza elementami określonymi w Kodeksie postępowania administracyjnego, powinna zawierać określenie praw podlegających wywłaszczeniu (g.n. art. 119 ust. 3 [4]). Wszczęcie postępowania wywłaszczeniowego powinny poprzedzić rokowania o nabycie w drodze umowy określonych praw, przeprowadzone między starostą, wykonującym zadanie z zakresu administracji rządowej, a właścicielem lub użytkownikiem wieczystym nieruchomości, a także osobą, której przysługuje do nieruchomości ograniczone prawo rzeczowe. W trakcie prowadzenia rokowań może być zaoferowana nieruchomość zamienna (g.n. art. 114.1 [4]). 4.2. Służebność Zgodnie z Kodeksem c y wilnym: „Nieruchomość można obciążyć na rzecz właściciela innej nieruchomości (nieruchomości władnącej) prawem, którego treść polega bądź na tym, że właściciel nieruchomości władnącej może korzystać w oznaczonym zakresie z nieruchomości obciążonej, bądź na tym, że właściciel nieruchomości obciążonej zostaje ograniczony w możności dokonywania w stosunku do niej określonych działań, bądź też na tym, że właścicielowi nieruchomości obciążonej nie wolno wykonywać określonych uprawnień, które mu względem nieruchomości władnącej przysługują na podstawie przepisów

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 29–34

o treści i wykonywaniu własności (służebność gruntowa)” (art. 285 § 1) [2]. Typowym zastosowaniem służebności było przyznanie formalnego prawa do przechodzenia ścieżką przez pole sąsiada, co znacznie skracało dojście do szkoły czy sklepu. W 2008 roku, w skutek starań firm energetycznych, znowelizowano ustawę Kodeks cywilny dopisując artykuł definiujący tzw. służebność przesyłu: „Nieruchomość można obciążyć na rzecz przedsiębiorcy, który zamierza wybudować lub którego własność stanowią urządzenia, o których mowa w art. 49 § 1, prawem polegającym na tym, że przedsiębiorca może korzystać w oznaczonym zakresie z nieruchomości obciążonej, zgodnie z przeznaczeniem tych urządzeń (służebność przesyłu)” (art. 305.1). Przywołany art. 49 § 1 nazywa urządzenia „urządzeniami do doprowadzania lub odprowadzania płynów, pary, gazów, energii elektrycznej”. Zapis ten sugeruje, że chodzi o „urządzenia” o znaczeniu lokalnym, służące do zasilania indywidualnych budynków lub grup budynków. W sprawach spornych oceny w tym zakresie dokonuje sąd. Służebność nie jest prawem, które pojawia się samoistnie lub automatycznie. Zgodnie z ustawą Kodeks cywilny służebność jest „ograniczonym prawem rzeczowym” (art. 244 § 1) [2]. Dla ustanowienia ograniczonego prawa rzeczowego stosuje się odpowiednio przepisy o przeniesieniu własności (k.c. art. 245 § 1 [2]). Służebność może zostać przyjęta na mocy umowy (w formie aktu notarialnego) między właścicielem nieruchomości a przedsiębiorstwem energetycznym lub też może być orzeczona przez sąd. W obu przypadkach skutkuje to dokonaniem wpisu w księdze wieczystej nieruchomości. Kodeks cywilny umożliwia przedsiębiorstwom energetycznym wystąpienie o sądowne ustanowienie służebności (dotyczy to zarówno planowanych, jak i istniejących instalacji): „Jeżeli właściciel nieruchomości odmawia zawarcia umowy o ustanowienie służebności przesyłu, a jest ona konieczna dla właściwego korzystania z urządzeń, o których mowa w art. 49 § 1, przedsiębiorca może żądać jej ustanowienia za odpowiednim wynagrodzeniem” (art. 305.2 § 1). Należy zwrócić uwagę na użycie przez ustawodawcę słowa „konieczna”. Fakt ten – w połączeniu z art. 288 k.c. [2], który mówi, że „służebność gruntowa powinna być wykonywana w taki sposób, żeby jak najmniej utrudniała korzystanie z nieruchomości obciążonej” – oznacza, że jeżeli jest to tylko możliwe, linię energetyczną lub inny obiekt należy usytuować w innym miejscu i służebność nie zostanie przyznana. Sąd rozstrzyga również w przypadku odwrotnym: „Jeżeli przedsiębiorca odmawia zawarcia umowy o ustanowienie służebności przesyłu, a jest ona konieczna do korzystania z urządzeń, o których mowa w art. 49 § 1, właściciel nieruchomości może żądać odpowiedniego wynagrodzenia w zamian za ustanowienie służebności przesyłu” (art. 305.2 § 2). Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne domaga się uznania służebności na podstawie zasiedzenia, to również powinno wystąpić do sądu o takie orzeczenie. Bez wpisu w księdze wieczystej domniema się, że służebności nie ma. Dla zasiedzenia służebności stosuje się ogólne przepisy o zasiedzeniu (k.c. art. 292 [2]). Na podstawie k.c. art. 172 § 1 [2]: „Posiadacz nieruchomości

niebędący jej właścicielem nabywa własność, jeżeli posiada nieruchomość nieprzerwanie od lat dwudziestu jako posiadacz samoistny, chyba że uzyskał posiadanie w złej wierze (zasiedzenie)” oraz § 2: „Po upływie lat trzydziestu posiadacz nieruchomości nabywa jej własność, choćby uzyskał posiadanie w złej wierze”. Należy zwrócić uwagę, że na czas zasiedzenia nie zawsze składają się kolejne lata. Do biegu zasiedzenia stosuje się odpowiednio przepisy o przedawnieniu roszczeń (k.c. art. 175) [2]. Zasiedzenie może być liczone od określonego wydarzenia, przerywane na pewien okres czasu, jak również skutecznie zakończone pewnym zdarzeniem w przeszłości. Przykładowo do czasu zasiedzenia nie jest wliczany okres, w którym właściciel nieruchomości obciążonej był małoletni, a bieg zasiedzenia jest wstrzymywany przez każdą czynność przed sądem lub innym organem powołanym do rozpoznawania spraw (k.c. art. 123 § 1 [2]) lub nawet przez wszczęcie mediacji (k.c. art. 123 § 3 [2]). Do okresu zasiedzenia służebności przesyłu nie może być również wliczany okres, w którym właściciel nieruchomości obciążonej, np. rolnik nie mógł domagać się swoich racji ze względów politycznych. W okresie Polski Ludowej rolnik nie był w stanie zaskarżyć przed sądem państwa ludowego. Bazując na art. 44 naszej konstytucji, który mówi. że: „Bieg przedawnienia w stosunku do przestępstw, nieściganych z przyczyn politycznych, popełnionych przez funkcjonariuszy publicznych lub na ich zlecenie, ulega zawieszeniu do czasu ustania tych przyczyn” można przyjąć, że bieg zasiedzenia służebności może być liczony od momentu, kiedy ta służebność była wykorzystywana przez niezależne przedsiębiorstwa. Co oznacza, że w żadnym przypadku nie upłynęło jeszcze 30 lat. Określenie służebności z zasiedzenia dla np. transformatora lub linii energetycznej, nie jest bynajmniej prostą sprawą i może napotkać na odwrotne roszczenie: przyznania na podstawie zasiedzenia, własności tego transformatora lub linii, właścicielowi gruntu. O przyznanie własności może również ubiegać się lokalna społeczność. 4.3. Użytkowanie wieczyste Przedsiębiorstwo energetyczne może uzyskać prawo użytkowania wieczystego gruntu, na którym znajduje się lub ma się znajdować jego infrastruktura. Nie dotyczy to jednak gruntów prywatnych. Na podstawie k.c. art. 232 § 1 [2]: „Grunty stanowiące własność Skarbu Państwa, a położone w granicach administracyjnych miast oraz grunty Skarbu Państwa położone poza tymi granicami, lecz włączone do planu zagospodarowania przestrzennego miasta i przekazane do realizacji zadań jego gospodarki, a także grunty stanowiące własność jednostek samorządu terytorialnego lub ich związków, mogą być oddawane w użytkowanie wieczyste osobom fizycznym i osobom prawnym. § 2. W wypadkach przewidzianych w przepisach szczególnych przedmiotem użytkowania wieczystego mogą być także inne grunty Skarbu Państwa, jednostek samorządu terytorialnego lub ich związków”. W tej sytuacji dla przedsiębiorstwa energetycznego stroną nie jest indywidualny właściciel prywatny, ale Skarb Państwa lub miejscowa społeczność. Przedsiębiorstwo energetyczne, będąc

wieczystym użytkownikiem, uiszcza przez czas trwania swego prawa opłatę roczną (k.c. art. 238 [2]). Szczegółowa umowa określa, co i jak może powstać na użyczonej nieruchomości. Przysługująca wieczystemu użytkownikowi własność budynków i urządzeń na użytkowanym gruncie jest prawem związanym z użytkowaniem wieczystym (k.c. art. 235 § 2 [2]). 5. Zaspokojenie uzasadnionych praw własnościowych W większości przypadków jest tak, że bogate i wpływowe przedsiębiorstwo energetyczne weszło na ziemię biednego i mało wykształconego rolnika, po czym bez jego zgody (a czasami nawet wiedzy) ustawiło mu na polu słupy z linią energetyczną i czasami transformator. Przedsiębiorstwo czerpie dochód z takiej linii i transformatora, o czym wiedzą również właściciele nieruchomości (na fakturze za energię jest oddzielna pozycja za przesył). Przedsiębiorstwo energetyczne nie tylko nie dzieli się tym zyskiem, ale również nie płaci za korzystanie z terenu i co więcej zabrania właścicielom nieruchomości pewnych czynności na ich ziemi w okolicach obiektów energetycznych, które mogłyby zakłócić działalność biznesową tych przedsiębiorstw. Taka sytuacja jest oczywiście niezgodna z polskim prawem, jak i z prawem europejskim. Większość spornych spraw można zakwalifikować do jednej z dwóch sytuacji (a czasami do obu jednocześnie): usunięcia infrastruktury przedsiębiorstwa energetycznego z prywatnego gruntu oraz rekompensaty za użytkowanie gruntu. Ustawienie słupów, zwisającej linii (bez słupów) lub innej infrastruktury energetycznej mogło odbyć się zgodnie z prawem lub niezgodnie z prawem. W obu przypadkach właściciel nieruchomości może domagać się ich usunięcia i należności za użytkowanie. 5.1. Usunięcie obiektu infrastruktury energetycznej z prywatnej nieruchomości Budowa linii energetycznej (lub innych obiektów energetycznych) wymaga otrzymania pozwolenia na budowę i przedstawienia praw do gruntu, na którym będzie budowa. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne nie jest w stanie przedstawić takich dokumentów, to domniema się, że budowę wykonano bez należnych zezwoleń. W tej sytuacji na podstawie art. 48 ust. 1 Prawa budowlanego: „Właściwy organ nakazuje, w drodze decyzji, rozbiórkę obiektu budowlanego, lub jego części, będącego w budowie albo wybudowanego bez wymaganego pozwolenia na budowę” [3]. Co więcej p.b. art. 90 mówi, że: „Kto, w przypadkach określonych w art. 48, art. 49b, art. 50 ust. 1 pkt 1 lub art. 50 ust. 1 pkt 2, wykonuje roboty budowlane, podlega grzywnie, karze ograniczenia wolności albo pozbawienia wolności do lat 2” [3]. Należy podkreślić, że pojęcie budowy obejmuje również wymianę słupów na inne, zmianę napięcia linii na wyższe, zmianę przewodów linii na przewody o większej obciążalności, zmianę mocy transformatora i inne czynności powodujące zmiany konstrukcyjne lub zmiany oddziaływania na środowisko. Budową jest również przestawienie słupów i inne zmiany związane z położeniem na gruncie. Obiekty energetyczne bez względu na czas i sposób powstawania, muszą spełniać aktualnie

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 29–34

obowiązujące przepisy prawa budowlanego i innych ustaw. Należy również przypomnieć, że – jak to napisano w rozdziale 4.2 tego artykułu – przedsiębiorstwo energetyczne musi wykazać konieczność budowy obiektu w danym miejscu lub braku możliwości budowy w innym, np. budowy linii energetycznej wzdłuż drogi publicznej. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne ma na cudzym gruncie linię energetyczną, transformator lub inny obiekt, to musi posiadać tytuł prawny do takiego stanu, np. notarialną umowę czy orzeczenie sądu o służebności. Jeżeli przedsiębiorstwo nie posiada tytułu prawnego do umieszczenia i użytkowania swojej infrastruktury na prywatnej nieruchomości, to właściciel tej nieruchomości może zażądać bezzwłocznego jej usunięcia. Ponadto, na podstawie k.c. art. 344, §1: „Przeciwko temu, kto samowolnie naruszył posiadanie, jak również przeciwko temu, na czyją korzyść naruszenie nastąpiło, przysługuje posiadaczowi roszczenie o przywrócenie stanu poprzedniego i o zaniechanie naruszeń” [2]. Zgodnie z k.c. art. 343 § 1: „Posiadacz może zastosować obronę konieczną, ażeby odeprzeć samowolne naruszenie posiadania. § 2. Posiadacz nieruchomości może niezwłocznie po samowolnym naruszeniu posiadania przywrócić własnym działaniem stan poprzedni; nie wolno mu jednak stosować przy tym przemocy względem osób. Posiadacz rzeczy ruchomej, jeżeli grozi mu niebezpieczeństwo niepowetowanej szkody, może natychmiast po samowolnym pozbawieniu go posiadania zastosować niezbędną samopomoc w celu przywrócenia stanu poprzedniego” [2]. Zacytowane prawo pozwala rolnikowi na usunięcie słupa lub innego obiektu ze swojego pola. Konstytucja polska mówi, że: „1. Każdy ma prawo do wynagrodzenia szkody, jaka została mu wyrządzona przez niezgodne z prawem działanie organu władzy publicznej. 2. Ustawa nie może nikomu zamykać drogi sądowej dochodzenia naruszonych wolności lub praw” (art. 77). Jeżeli w przeszłości, po zmuszeniu na posiadaczu gruntu zgody lub bez takiej zgody ówczesne władze doprowadziły do ustawienia na jego gruncie słupów lub innych obiektów, to ten właściciel może teraz wystąpić o naprawienie szkody. Przedawnienia, zasiedzenia i upływ czasu, o których mowa w ustawach, nie mają w tym przypadku zastosowania (na podstawie ust. 2 powyższego cytatu). 5.2. Rekompensaty za korzystanie z cudzej własności Najczęstszym przypadkiem ugody jest ustanowienie służebności. Za udzielenie służebności przysługuje wynagrodzenie (k.a. art. 305.2 §1 [2]), bez względu na sposób przyznania służebności, włączając orzeczenie sądu o przyznaniu służebności na podstawie zasiedzenia. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne nie ma tytułu własności gruntu, a między stronami (przedsiębiorstwem energetycznym i właścicielem gruntu) nie ma ugody lub orzeczonego przez sąd stanowiska, to przedsiębiorstwo energetyczne nie ma podstaw prawnych do posiadania i eksploatowania swoich obiektów na prywatnym gruncie. W takiej sytuacji ma zastosowanie art. 405 k.c. „Kto bez podstawy prawnej uzyskał korzyść majątkową kosztem innej osoby,

obowiązany jest do wydania korzyści w naturze, a gdyby to nie było możliwe, do zwrotu jej wartości” [2], co oznacza, że przedsiębiorstwo energetyczne powinno zwrócić właścicielowi gruntu pełne dochody, które uzyskało z przesyłu i faktu posiadania (opłaty abonamentowe) swoich urządzeń na tej nieruchomości. Ponadto powinno zrekompensować wszystkie niedogodności i szkody związane z obecnością swoich urządzeń (obiektów) na prywatnym gruncie: „Kto z winy swej wyrządził drugiemu szkodę, obowiązany jest do jej naprawienia” (k.c. art. 415 [2]). W niniejszym artykule jest analizowana sytuacja prawna gruntów prywatnych, jednakże takie same rekompensaty należą się Skarbowi Państwa, jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne korzysta z gruntów państwowych. Rekompensata powinna być naliczana za cały okres korzystania z cudzej nieruchomości. Zgodnie z orzeczeniem Sądu Najwyższego nie można przyjąć, że na terenie Polski jest ziemia niczyja, w każdym przypadku domniema się, że grunt ma właściciela. Przedsiębiorstwo energetyczne w momencie budowy miało wiedzę, czy buduje na swoim, czy na cudzym gruncie. Zwlekanie przez właściciela z żądaniem rekompensaty, a nawet przekazanie tej wierzytelności kolejnym właścicielom (k.c. art. 509. § 1 [2]), nie może być rozumiane jako domniemane oświadczenie woli zrzeczenia się wynagrodzenia (postanowienie Sądu Najwyższego z 28 stycznia 1999 roku, sygn. akt: III CKN 145/9). Rekompensata powinna uwzględniać: szkody poniesione przez właściciela w skutek braku możliwości użytkowania zajętego gruntu wraz ze strefą oddziaływania (maszyny rolnicze mogą omijać obiekty po określonym łuku), konieczność ręcznego kultywowania ziemi w pobliżu obiektów lub koszty konsekwencji braku możliwości wykonania takich operacji (zmniejszenie plonów przez rozsiewanie chwastów), konieczność rezygnacji (np. pod linią) z pewnego typu upraw (np. chmielu, sadu, zalesienia), brak możliwości korzystania z wysokich maszyn rolniczych (np. kombajnów), brak możliwości zabudowy tego terenu i ograniczenie innych zdolności inwestycyjnych, konieczność zachowania stref ochronnych, obniżenie atrakcyjności całej nieruchomości i jej walorów turystycznych i rekreacyjnych, obniżenie jakości, funkcjonalności i wartości podmiotowej danej nieruchomości oraz innych z nią związanych. Rekompensata za okres bezumownego korzystania z nieruchomości, zgodnie z orzeczeniem Sądu Najwyższego (wyroku z 1 lutego 2010 roku, sygn. akt: I CSK 312/09), powinna być ustalona na podstawie stawek rynkowe za korzystanie z danego rodzaju rzeczy (pożytki cywilne), jakie właściciel mógł uzyskać, zawierając umowę najmu lub dzierżawy. Właściciele gruntów obciążonych infrastrukturą energetyczną w większości przypadków nie posiadają odpowiedniej wiedzy ani środków do wyegzekwowania swoich praw. Jednakże rolnicy i inni drobni właściciele gruntów mogą spodziewać się pomocy od lokalnych władz. Zgodnie z art. 76 naszej Konstytucji: „Władze publiczne chronią konsumentów, użytkowników i najemców przed działaniami zagrażającymi ich zdrowiu, prywatności i bezpieczeństwu oraz przed nieuczciwymi praktykami

rynkowymi”. Takimi sprawami może zająć się rzecznik praw obywatelskich, który (według art. 208 Konstytucji) „stoi na straży wolności i praw człowieka i obywatela określonych w Konstytucji oraz w innych aktach normatywnych”. Właściciel obciążonego gruntu może również powierzyć dochodzenie odszkodowania lub sprzedać prawa do odszkodowania, np. wyspecjalizowanej firmie prawniczej: „Wierzyciel może bez zgody dłużnika przenieść wierzytelności na osobę trzecią” (k.c. art. 509 § 1) [2]. 6. Odpowiedzialność przy wypadkach związanych z infrastrukturą energetyczną Infrastruktura energetyczna, a w szczególności transformatory o fazowym napięciu dolnym 230 V i linie energetyczne średniego i niskiego napięcia znajdują się na polach, w lasach, na prywatnych podwórkach, w ogrodach i sadach, przy drogach lokalnych i drogach o dużym natężeniu ruchu, przy rzekach i stawach, i w wielu innych niechronionych miejscach. Z tego powodu obiekty energetyczne stosunkowo często stanowią zagrożenie wypadkowe. Odpowiedzialność za wypadek, utratę życia, utratę zdrowia, cierpienia poszkodowanych i za straty materialne ponosi strona lub strony, które przyczyniły się do wypadku. Ustawa Kodeks cywilny mówi: „§ 1. Kto wytwarza w zakresie swojej działalności gospodarczej (producent) produkt niebezpieczny, odpowiada za szkodę wyrządzoną komukolwiek przez ten produkt. § 2. Przez produkt rozumie się rzecz ruchomą, choćby została ona połączona z inną rzeczą. Za produkt uważa się także zwierzęta i energię elektryczną” (art. 449.1 [2]). Oznacza to, że energia elektryczna jest według prawa produktem niebezpiecznym, a przedsiębiorstwo energetyczne jest odpowiedzialne za szkody z nim związane. Dla zobrazowania zagrożeń poniżej opisano kilka wypadków. Mieszkaniec wsi, idąc boso na ryby z aluminiową wędką teleskopową w ręku, zaczepił o linię i uległ porażeniu, w wyniku czego ma sparaliżowaną jedną rękę i jedną nogę. Tłumaczył, że nie wiedział, że dotknięcie do linii jest niebezpieczne. Zakład energetyczny po ustawieniu linii nie poinstruował nawet właściciela gruntu, jakie zagrożenia z tego wynikają. Zdarzyło się, że traktorzysta zaczepił szeroką maszyną rolniczą o słup, niszcząc zarówno maszynę, jak i słup. Okazało się, że słup został postawiony bez zgody na budowę, bez zgody właściciela i w ogóle nie powinno go tam być. Innym razem zakład energetyczny zmodernizował linię i podniósł napięcie z 400 V na 15 kV. Wiedzieli o tym wszyscy okoliczni rolnicy, ale nikt nie rozumiał, co to znaczy. Zginęły dwie osoby. Poważną awarię wywołały dzieci, które grając w piłkę spowodowały zniszczenie izolatorów 15 kV i trwałe zwarcie międzyfazowe. Nikt dzieciom ani ich opiekunom nie powiedział, że nie mogą grać w piłkę na podwórku przed swoim domem. Przywołane przykłady dowodzą, że przedsiębiorstwa energetyczne ustawiają niebezpieczną infrastrukturę na prywatnych terenach i nie zadają sobie trudu, aby poinstruować właścicieli, co można, a czego nie można w ich sąsiedztwie robić. Wiedza z zakresu elektrotechniki przeciętnego dorosłego człowieka kończy się na ogół na fizyce ze szkoły średniej (a czasami jest

G. Błajszczak | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 29–34

jeszcze mniejsza) i nie można oczekiwać w takich przypadkach profesjonalnych energetycznych zachowań. W większości wypadków pełna odpowiedzialność leży po stronie przedsiębiorstw energetycznych. Niezależnie od charakteru zdarzenia, brak tytułu prawnego do korzystania z gruntu przesądza o winie przedsiębiorstwa energetycznego. 7. Wnioski końcowe W państwie o ustroju demokratycznym nie jest możliwe korzystanie z cudzej nieruchomości bez zgody jej właściciela i bez wypłacania uzgodnionej z nim rekompensaty. Uregulowanie praw do korzystania przez przedsiębiorstwa energetyczne z gruntów należących do innych właścicieli, w tym również do Skarbu Państwa, będzie dla tych przedsiębiorstw kłopotliwe i kosztowne. W wielu przypadkach konieczne będzie przeniesienie infrastruktury energetycznej w inne lokalizacje.

Bibliografia 1. Konstytucja Rzeczypospolitej Polskiej z 2 kwietnia 1997 roku, z późniejszymi zmianami. 2. Ustawa Kodeks cywilny z 23 kwietnia 1964 roku, z późniejszymi zmianami. 3. Ustawa Prawo budowlane z 7 lipca 1994 roku, z późniejszymi zmianami. 4. Ustawa o gospodarce nieruchomościami z 21 sierpnia 1997 roku, z późniejszymi zmianami. 5. Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 5 kwietnia 2006 roku w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych.

Grzegorz Błajszczak

dr inż. Urząd Regulacji Energetyki e-mail: grzegorz.blajszczak@ure.gov.pl Pracował naukowo na Politechnice Warszawskiej, politechnice w Budapeszcie i na Uniwersytecie Rand Afrikaans w Johannesburgu. Specjalista ds. Współpracy z zagranicą w Energoprojekcie-Warszawa SA (1994–1995), menedżer ds. napędów i rezerwowego zasilania w francuskiej firmie Schneider Electric (1995– 1996), zastępca dyrektora ds. szkoleń i wdrożeń w Europejskim Oddziale Sterowania Procesami firmy Westinghouse Electric (1996–1999). W latach 1999– 2012 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. W latach 2012– 2013 roku realizował projekt dot. układów sterowania elektrowni w Emerson Process Management Power & Water Solutions, pracował w Towarowej Giełdzie Energii i był konsultantem w City Energy sp. z o.o. Od 2013 roku pracuje w Urzędzie Regulacji Energetyki w Dziale Rozwoju Rynków i Spraw Konsumenckich. 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.

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 40–46

Renewable Energy Sources on the Polish Electrical Energy Market

Author Paweł Bućko

Keywords renewable energy sources, energy market, energy origin certificates

Abstract Production of electricity from renewable energy sources in Poland is presented in the paper. The mechanism of energy origin certificates market and the proposal of mechanism modification are discussed. Perspectives of electricity production from renewable energy sources are indicated and discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014204

1. Introduction Ambitious goals of the European Union concerning support for technologies based on renewable energy sources (RES) introduce this subject into the domestic energy policy. Poland has adopted ambitious obligations concerning a relatively high share of renewable sources in electricity generation. Difficulty of reaching these targets is primarily caused by the starting condition. At the turn of the century, the share of renewables in electricity generation was low (2% including large hydroelectric plants), local renewable energy resources were poorly identified and development of technologies which could be used for converting those resources into electricity was limited. Mainly imported technologies were used. An additional problem was related to relatively high cost of electricity generation from renewable sources and comparatively high investment costs. In electricity market conditions, RES required support. A support mechanism involving certificates of electricity origin was proposed for RES as an additional (to electricity sales) source of revenue. After several years of operation, flaws of this system have been clearly revealed: • total system functioning cost was transferred directly to consumers; increase of electricity price for consumers proved very significant, and with the required share of renewables for consecutive years it would soon become unacceptable • despite considerable diversification of renewable technologies, and especially their economic conditions, all sources were using an identical uniform support mechanism • considerable growth of renewable electricity generation was provided by co-firing biomass in several modernised conventional power stations (while qualifying such electricity as “renewable”is arguable, especially when the biomass is imported or is a full-quality forestry commodity); relatively high cost suffered

by consumers for financing the certificate system was, to a large extent, distributed ineffectively between conventional power plants, which implemented co-firing, and large hydroelectric stations • it was not possible to benefit from the support system in the case of utilising electricity for own consumption (certificates are only issued for sold energy) • organisational difficulties practically precluded system utilisation by very small plants (microgeneration) • despite large effort the support system failed to generate the required RES share within periods resulting from EU commitments. After several years of operation, the support system needs to be reworked. 25% 20% 15% 10%

0.07

0,104 0.104 0.104 0.104 0.087

0.12

0.13

0.14

0.15

0.16

0.17

0.18

0.19

0.2

5% 0% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Ministerial regula�on of 2012

Ministerial regula�on of 2008

Fig. 1. Required shares of electricity generated from RES in total electricity sales to final consumers in 2008–2012 resulting from regulations of the Minister of Economy [1, 2]

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 40–46

Unfortunately, a new system was not enacted within the expected time frame (by the end of 2012). Current regulations have been extended by a new executive order [2], which specifies goals to be reached nationwide in 2013–2021 (Fig. 1). Contradictory declarations and revealed drafts of new solutions resulted in intensification of lobbying activities and created considerable uncertainty about the RES situation on the domestic energy market. Lack of clear vision of the future in early 2013 led to destabilisation of the renewable energy certificate market, and significant drop of their prices. At the same time activity of investors decreased and the economic situation of many renewable electricity generators deteriorated. It is essential to quickly re-stabilise the situation by defining a long-term strategy for renewable energy sources and implementing appropriate legal regulations.

2. Current state of renewable power generation in Poland 2.1. Distributed generation Output and number of plants which may be considered distributed generation within the National Power System, are shown in Tab. 1. In a group of small hydroelectric plants the numbers grow very slowly. In most cases the plants have been operated for many years, and are often re-built on existing dams. Due to siting difficulties and high investment cost needed to construct such a plant on a new dam, no significant growth dynamics may be expected in this segment. The number of wind power plants and their capacity does grow dynamically, and also outputs of wind farms connected to the grid are increasing. Yet large wind farms can hardly be considered distributed generation. In mid-2010 total capacity installed in wind turbines in Poland exceeded 1000 MW (ca. 3% of total capacity installed in the system) and by the end of 2012 it approached 2500 MW. Relatively high effectiveness of investing in such plants, combined with a comparatively short time needed to build them, allow expecting continuation of good growth dynamics for both the number and output of such plants in the years to come. Large capacity is also planned to be installed at off-shore wind farms. The biogas plant segment is growing slowly. Those plants already in operation mainly use landfill gas or biogas generated at wastewater treatment plants. Systems fuelled with biogas generated 2005 Biogas power plants Biomass power plants Solar power plants Wind power plants Hydroelectric plants Total

2006

2007

from agricultural waste or agro biomass gasification have high development potential. The first such plants are being built now, and analyses carried out e.g. at the Silesian University of Technology indicate that this group might contain the largest development potential for Polish renewable power generation. Introduction of energy certificates dedicated for biogas sources would be an important incentive. Biomass combustion plants have been mainly created by adapting coal-fired plants for being fired or co-fired with biomass. Used fuels are mainly forestry residues or pellets from agricultural waste (primarily straw, energy crops and woody residues). Consumption of imported biomass is also significant. Unfortunately share of biomass from classic energy crops is low. The most popular among distributed plants fired with natural gas or coal mine methane, are plants with gas engines used for combined heat and power generation. Gas turbines are much fles numerous. The relatively quick growth of capacity of such plants at the turn of the century has been slowed down due to considerable increase of gas prices. Without sufficient support mechanisms, economic aspects limited their competitiveness and reduced interest of investors. Introduction of so-called yellow certificates of origin improves economic conditions for such plants and might cause increased development dynamics in the upcoming years. Unfortunately the high gas price is still a significant factor slowing down such development. In well-developed Western European systems continuous growth of capacity installed in distributed generation is observed. There are many types of incentives for such development, mainly within support systems for renewable power generation and for cogeneration. Also preferences in grid connection process have been adopted. Solutions used in individual countries are quite different. In many countries of the world distributed generation is now developing very rapidly. This mainly results from favourable conditions which have been created when energy markets were built and energy sectors de-monopolised. Energy market liberalisation may create opportunities for distributed generation, but it may also cause formation of barriers. Distributed generation is also seen as a chance to support and naturally complement the energy market liberalisation. It is one of the rationales for promoting and legislatively supporting development of such sources in countries like: USA, Canada or most EU member states (especially strong support in the UK, Germany, Denmark, Spain and 2008

2009

2010

2011

2012

32.00

36.80

45.70

54.61

71.62

82.88

103.49

131.25

189.80

238.80

255.40

232.00

252.49

356.19

409.68

820.70

–

0.00

0.03

1.13

1.29

152.00

287.90

451.00

724.68

1,180.27

1,616.36

2,496.75

83.30 922.00

931.00

934.80

940.57

945.20

937.04

1,227.10

1,358.60

1,523.80

1,678.18

1,993.99

2,556.42

951.39

966.10

3,082.04

4,416.09

Tab. 1. Capacity installed at RES in Poland, 2005–2012 (MW) 41

P. BuÄ&#x2021;ko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 40â&#x20AC;&#x201C;46

the Netherlands) [7]. Comprehension of distributed generation in Poland is not yet as good as in the countries mentioned above. Much more attention is paid to the transformation of large, centralised power generation. Economic conditions are not yet as favourable for many distributed generation technologies as in the countries of Western Europe. Technical, organisational and financial barriers hampering development of small-scale generation in Poland are noticeable, but their impact is diminishing continuously. Conditions are becoming more and more favourable, and development of this sector needs to be looked upon with a certain dose of optimism. It is particularly important that distributed generation is recognised by all traditional power grid sectors, and seen as a development chance for every one of them. In this game also energy consumers must not be forgotten; for them distributed generation has to lead to economic benefits, while simultaneously it secures appropriate energy supply standards.

Type of renewable technology

Biogas power plants

Biomass power plants

Wind power plants

Hydroelectric plants

2.2. Renewable energy sources Fig. 2 presents structure of technologies used at distributed power generation facilities qualified as RES, while Tab. 2 shows a detailed summary. Wind power has the largest share in total installed capacity, and is followed by the hydroelectricity (mainly large-scale). Because of the natural variability of renewable power supply, those shares are not directly translated to shares in generation of electricity qualified as renewable (Tab. 3). Renewable energy sources utilised in Poland Biogas power plants; 3.14%

Biomass power plants; 14.04% Photovoltaics; 0.03% Hydroelectric plants; 25.19%

Wind power plants; 57.60%

Fig. 2. Structure of capacity installed at renewable energy sources in Poland, source: Energy Regulatory Office (2012) 0.008%

17.7%

54.4%

24.4%

0.011% biomass

3.4% biogas

biofuels

wind

hydro

solar PV

Fig. 3. Shares of individual renewable energy carriers in total renewable electricity generation in Poland, source: Central Statistical Office (2011) 42

Solar power plants

Total installed capacity (MW)

running on waste water biogas

39.02

running on agricultural biogas

25.21

running on landfill gas

54.59

running on mixed biogas

0.60

running on mixed biomass

374.26

running on forestry, farming and orchard residues

13.55

running on industrial, wood and cellulose-paper waste

145.60

on-shore

2188.94

run-of-the-river power plants up to 0.3 MW

43.57

run-of-the-river power plants up to 1 MW

54.35

run-of-the-river power plants up to 5 MW

138.70

run-of-the-river power plants up to 10 MW

48.28

run-of-the-river power plants above 10 MW

289.80

pumped storage plants or plants with pumping capacity

382.68

utilising solar radiation

1.25

Tab. 2. Technology types utilised at RES, source: Energy Regulatory Office (2012)

More than half of renewable power generation is attributable to biomass co-firing (Fig. 3). Considerable increase of capacity installed at wind power plants in recent years was translated into an increasing share in power generation. Currently almost Âź of renewable electricity is generated by wind power plants. Generation at hydroelectric plants remains on a quite stable level (with variations resulting from hydrological conditions) and as a consequence the share of hydroelectricity is dropping, although it is still high (ca. 18%). Generation from biogas is ca. 3.4%.

3. Current support system for renewable sources in Poland The support system for renewable power generation currently in force in Poland was introduced after changes in the legal framework in 2005. Its key elements are tradable certificates of origin for electricity. Certificate trade independent from electricity trading was started. This laid foundations for the development of a stable support system enabling investors to estimate future revenues from sales of electricity and certificates. At the same time a guaranteed price for electricity generated at RES was introduced. Therefore the system currently in force is of a mixed type: it simultaneously guarantees price for RES electricity, creates energy purchase obligation, and gives an opportunity to generate additional revenues by trading green certificates [6]. Thus preference given to RES in Poland is in fact stronger than in other countries which have adopted the green certificate trading scheme. Under such mechanisms RES are usually forced to compete in the electricity market according to general rules,

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 40–46

Type of renewable source

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Biogas power plants

104,465.3

116,691.9

161,767.9

220,882.9

300,850.3

363,595.7

430,537.3

442,088.0

Biomass power plants

467,975.7

503,849.2

545,764.9

560,967.4

601,088.2

635,634.8

1,055,151.7

1,089,492.9

Solar power plants

–

1.3

1.7

117.8

1,048.4

Wind power plants

135,291.6

257,037.4

472,116.4

806,318.6

1,045,116.2

1,823,297.1

3,126,526.4

3,825,275.6

Hydroelectric plants

2,175,559.1

2,029,635.6

2,252,659.3

2,152,943.2

2,375,767.2

2,922,051.6

2,316,833.4

1,830,129.8

Co-combustion

877,009.3

1,314,336.6

1,797,217.1

2,751,954.1

4,281,615.0

5,243,251.4

5,999,582.1

5,677,850.6

Total

3,760,301.0

4,221,547.7

5,229,525.7

6,493,066.2

8,604,488.3

10,987,832.4

12,928,808.7

12,865,885.4

Tab. 3. Electricity generation at RES, 2005–2012 (MWh), source: Energy Regulatory Office (2013)

while the green certificates provide an additional source of revenue, enabling competitive trading on the electricity market. The solution adopted in Poland releases renewable sources from such competition by guaranteeing fixed electricity cost (additionally supported by energy purchase guarantee). For a generator this means splitting the revenues related to electricity generation into two autonomous sources: • revenues from electricity sales at a guaranteed price equal to the average market electricity price from the previous year • revenues from sales of property rights linked to certificates of origin issued by the Energy Regulatory Office (so-called green certificates). One of the basic mechanisms in the current RES support system is an option to pay a so-called equivalent fee. This fee is charged from entities which sell electricity to final consumers, and fail to acquire sufficient amount of green certificates during a settlement period to fulfil their purchasing obligations. To sum up, the current RES support mechanism imposes certain obligations on multiple participants of the energy market. With certain simplification, the following obligations may be listed: • to acquire and present for cancellation certificates of origin of electricity generated at renewable source or alternatively • to pay equivalent fee • to ensure priority of transmission or distribution • to cover part of the grid connection fee • to confirm the data concerning the amount of electricity generated at RES. Key principles of the mechanism of tradable certificates of origin are as follows: • RES generates two products: electricity and certificates of origin • certificates of origin are issued by the President of the Energy Regulatory Office • electricity supplier is obliged by law to purchase all electricity generated by RES at guaranteed prices (average price from the competitive market)

• obligation of acquiring certificates of origin and submitting them for cancellation rests on entities which supply electricity to final consumers (generators and traders) • property rights linked to certificates of origin are traded at the Polish Power Exchange. The system of support for renewable energy sources has generated measurable benefits. The relatively high energy certificate price (when deficit of certificates available in the market in relation to high requirements for certificate cancellation was maintained) boosted development of selected renewable technologies (e.g. wind power). Tab. 4 presents data concerning fulfilment of the RES energy certificate obligation in 2005–2011. Qualification of co-firing as renewable energy (and dynamic development of this technology under favourable economic conditions) resulted in a rapid growth of power generation from renewable sources, which approached levels required by executive regulations of the Ministry of Economy. In 2005–2010 the number of certificates issued each year was insufficient to enable all the entities obliged to purchase them to meet their goals. The deficit had to be covered by equivalent fees. A constant deficit stabilised the certificate market. The certificate price remained high, only slightly lower than the equivalent fee. This stabilised revenues for renewable sources, and created favourable development conditions for most of them; in some cases it generated unjustly high revenues (not justified by actual costs). This situation changed drastically in 2011, when for the first time the amount of issued certificates exceeded the amount of cancellations demanded for that year. The market no longer worked in deficit conditions and there was an oversupply of certificates; their price started to be a subject of market play. At the same time comparison of the number of certificates issued and cancelled every year reveals thet al.ready from 2009 more certificates were issued than cancelled. Surplus certificates started to accumulate on the market. It may be estimated that this surplus has already reached a value of 6 million MWh, and forecasts indicate that it will keep

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 40–46

Year

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Electricity sales to final consumers

[MWh]

108,625,000

117,816,712

115,973,780

121,180,113

116,456,087

121,296,876

121,733,212

Issued certificates of origin

[MWh]

3,760,301

4,221,548

5,229,526

6,493,066

8,604,488

10,987,832

12,928,809

RES share according to issued certificates

[%]

3.462

3.583

4.509

5.358

7.389

9.059

10.621

Share of cancelled certificates

[%]

2.954

3.297

4.262

5.448

7.216

8.573

9.405

Share of equivalent fee

[%]

0.002

0.303

1.009

1.539

1.458

1.827

1.033

Achieved share (cancelled certificates + equivalent fee)

[%]

2.956

3.600

5.271

6.987

8.674

10.400

10.438

RES share required by the MoE Regulation

[%]

3.100

3.600

5.100

7.000

8.700

10.400

Tab. 4. Fulfilment of obligation to purchase certificates of origin from renewable energy sources, 2005–2011, source: Energy Regulatory Office (2013)

growing in the nearest future. In oversupply conditions, certificate prices dropped sharply in late 2012 – early 2013. It turned out that many RES generators (especially those investing in technologies with high specific generation costs) had not been ready for such a development. The falling certificate price threatened economic feasibility of some technologies, and at the same time weakened investment readiness and funding opportunities for some projects. Even if the certificate system from the beginning was intended to ultimately operate in competitive conditions, with the certificate price being shaped by market demand-supply play, its weaknesses were revealed in such circumstances. As long as a high and stable certificate price ensured high revenues to all technologies (for some of them not justified economically), the system secured growth of RES and ensured investors’ interest. With certificate prices becoming variable, it was clearly revealed that different technologies in fact need different support levels. Application of only one kind of certificates, regardless of power generation technology involved, with considerably different economic conditions for various technologies, resulted with generating unjust profits for some, while the others received insufficient support. Other commonly criticised flaws of the system are: • not awarding certificates of origin for the energy consumed by the generator; only electricity sold into the grid is included in the support system • necessity to obtain concessions for generation, to participate in the energy market and difficulties in securing grid connection which practically hampered microgeneration development by minor consumers (prosumers) Additionally, because of the complexity of the current Energy Law (several dozen amendments over less than twenty years in force) and necessity to adjust the legal framework to meet EU requirements, in late 2011 it was proposed to reorganise

legal regulations by enacting three acts of law, so-called energy tri-pack: • Energy Law • Gas Law • Act on Renewable Energy Sources. Separating those subjects into three different acts is supposed to provide precise regulations for each of those areas. According to the original intentions, the three acts were supposed to come into force in early 2013. Intensive work on draft texts continued throughout the year 2012. Eventually the drafts, including the draft of the Act on Renewable Energy Sources, were published in October 2012 [3], but further works on the tri-pack were postponed. A small update of the Energy Law [4] was introduced instead and a new ministerial regulation on green certificates, extending validity of the current support system [2] was enacted. Provisional solutions for 2013, combined with large uncertainty concerning the final shape of the future Act on Renewable Energy Sources, have already adversely affected feasibility of RES operation and interest in new projects. The first result of uncertainty concerning the future support mechanism, combined with a common knowledge that the system in its current form will not be maintained, was breakdown of the certificate market. While during previous years certificate prices were stabilised slightly below the equivalent fee (in 2012: 286.74 PLN/MWh), by now (February 2013) they have dropped by half. The market of long-term contracts for certificate sales practically stopped working, there are no willing buyers. Obligations of Poland as an EU member state call for quick stabilisation of conditions for renewable power generation’s operation and development. Of course it is difficult to say with any certainty what will be the final form of the Act on Renewable Energy Sources [3], but the advanced status of drafting allows

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 40–46

suspecting that the regulations would be similar to the solutions proposed in drafts of late 2012.

4. Proposals for microgeneration For very small plants it was proposed to [3]: • considerably simplify grid connection and concession procedures • introduce obligation of energy purchase by nominated electricity trader (so-called obliged seller) at predetermined price • differentiate prices for various renewable technologies • introduce mechanism for transferring energy purchase costs via so-called settlement manager. Introduction of new solutions would support electricity generation by distributed final consumers with microgeneration sources. Considerable simplification of the process of issuing permits for microgeneration, simplification of its operation on the energy market (sales to one nominated entity without the necessity to participate in balancing mechanisms), removed the necessity to trade certificates of origin to generate additional revenues, and a guaranteed energy sales price would ensure stabilisation of development conditions for small RES plants (within a wide group of final consumers). Effectiveness of the system will, however, depend on guaranteeing such a price level, which would ensure financial feasibility of specific technologies. In this respect the system is quite complicated, vulnerable to lobbying pressure and therefore might prove difficult for effective implementation. In the case of erroneous decisions concerning sales prices, development opportunities might be artificially restricted for some of them. To be effective, a support system should be stable. Current proposals do not show any clear method for determining price levels (and guaranteeing potential future price updates). Absence of such methods causes fears about system stability; potential investors would have to face serious uncertainties and large business risk. Introduction of new market players obliged to puchase energy, so-called obliged sellers, would additionally increase difficulties related to functioning of a complex system.

5. Proposals for renewable energy sources of larger output In the case of larger sources it is proposed to maintain the certificate system, although with significant modifications in reference to its current form. It was attempted to eliminate faults of current solutions. Yet the effect is considerably increased complexity of the proposed support system, caused especially by differentiating support strength for various renewable technologies. Essential change concerns introduction of coefficients supposed to differentiate certificate issuing (valuation) for different renewable technologies. The draft Act divides the technologies into more than ten categories and specifies that a conversion coefficient, ruling the amount of certificates issued in reference to generated electricity should be introduced for each of them. The

current rule, which says that every unit of electricity generated at renewable source (regardless of technology) entitles an amount of certificates exactly equal to the volume of generated electricity, would be discarded. The new system is supposed to differentiate technologies, but the draft (in current form [3]) does not specify values of conversion coefficients. Their values are to be defined by other documents. The very idea of differentiating amount of certificates issued for different technologies is correct, but results of its implementation will depend on values of coefficients and criteria taken into account when specifying them. Unfortunately the Act fails to specify exact criteria; it only proposes a framework for the system. It is difficult to resist the feeling that it is an attempt to find a compromise solution: reduce total costs of the system, and maintain its effectiveness. In practical terms such a compromise will be very difficult to reach, bearing in mind generally high costs of renewable technologies. Another significant change which is planned is reduction of support for direct biomass co-firing. The certificate system is only supposed to apply to co-firing of energy crops, while biomass importers and generators utilising high quality forestry commodities would be excluded. The current proposal however permits transitional support for biomass co-firing according to nearly unchanged rules by the end of 2017, when the modifications of the support system would come into force. The Act proposal also calls for limiting the period during which certain technologies would be entitled for certificates of origin. The aim of such a restriction is eliminating additional profits now generated by fully depreciated sources (e.g. large hydroelectric plants). The system is supposed to support new projects and incentivise potential investors.

6. Final conclusions The support system for renewable energy sources on the electricity market urgently requires stabilisation and a clear vision for the future. Absence of stable prospects for RES market will generate high investment risk and multiple failed investment projects. The mechanism of certificates of origin operating in oversupply conditions needs to be carefully designed to ensure that support is properly directed towards various technologies. Such a design is not easy, and its effective operation will require increased regulatory efforts. At the same time there is a need to reduce total system running costs for final consumers. Certificate system has proved too complex for microgeneration. The necessity to provide support also to this sector requires proposing a dedicated support mechanism with simpler rules. Eventual adoption of a mixed support system would considerably complicate solutions used today. Current proposals of legal changes fail to offer precise solutions for current problems of the renewable power sector. Instead, limitations of the support mechanism and its impact on electricity price are becoming more and more prominent.

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 40–46

REFERENCES

1. Regulation of the Minister of Economy of 14 August 2008 concerning detailed scope of obligations to acquire certificate of origin and submit them for cancellation, to pay equivalent fees, to purchase electricity and heat generated at renewable energy sources and on the obligation to confirm data concerning volumes of electricity generated at a renewable energy source (Dz.U.2008.969). 2. Regulation of the Minister of Economy of 9 November 2012 concerning detailed scope of obligations to acquire certificate of origin and submit them for cancellation, to pay equivalent fees, to purchase electricity and heat generated at renewable energy sources and on the obligation to confirm data concerning volumes of electricity generated at a renewable energy source (Dz.U.2012.1229).

3. Draft of the Act on Renewable Energy sources, dated 9 October 2012. 4. Act of 10 April 1997 – The Energy Law, as amended (Dz.U.2012.1059). 5. Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku [Energy from renewable sources in 2011], Central Statistical Office, Warsaw 2012. 6. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmu promowania odnawialnych źródeł energii w modelowaniu rozwoju systemów energetycznych [The mechanism for promotion of renewable energy sources represented in the modelling of power systems development], Rynek Energii 2007, No. 2. 7. Bućko P., Energia ze źródeł odnawialnych na rynku energii elektrycznej w Polsce [Energy from renewable sources on the electricity market in Poland], Energetyka 2003, No. 6.

Paweł Bućko Gdańsk University of Technology e-mail: pbucko@ely.pg.gda.pl Works at the Chair of Electrical Power Engineering, Gdańsk University of Technology. His scientific work focuses on economy of the power system, especially investment analyses for generating sources, studying market mechanisms and rules for billing energy supplies. He is also an energy auditor and an expert in rational energy utilisation issues.

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 40–46

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–46. When referring to the article please refer to the original text. PL

Odnawialne źródła energii na rynku energii elektrycznej w Polsce Autor

Paweł Bućko

Słowa kluczowe

odnawialne źródła energii, rynek energii, świadectwa pochodzenia energii

Streszczenie

W artykule autor przedstawił aktualny stan wykorzystania odnawialnych źródeł energii do produkcji energii elektrycznej w Polsce. Omówił aktualne zasady wsparcia źródeł odnawialnych oraz proponowane zmiany w tym zakresie. Wskazał perspektywy rozwojowe wykorzystania odnawialnych źródeł energii do produkcji energii elektrycznej.

1. Wprowadzenie Ambitne cele Unii Europejskiej w zakresie wspierania rozwoju technologii służącej do wykorzystania odnawialnych źródeł energii (OZE) spowodowały wyeksponowanie tej tematyki w krajowej polityce energetycznej. Przyjęliśmy ambitne zobowiązania dotyczące uzyskania relatywnie wysokiego udziału źródeł odnawialnych, wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej. Trudność uzyskania wymaganych udziałów wynika w dużej mierze z sytuacji wyjściowej. Na początku wieku udział źródeł OZE w produkcji energii elektrycznej był niewielki (ok. 2% razem z dużą energetyką wodną), rozpoznanie w zakresie lokalnych zasobów energii odnawialnej było ograniczone, rozwój technologii służącej do wykorzystania tych zasobów w produkcji energii elektrycznej – słaby. Technologie były głównie importowane. Dodatkowym problemem okazały się stosunkowo wysokie koszty produkcji energii elektrycznej z OZE i stosunkowo wysokie konieczne nakłady inwestycyjne. W warunkach rynku energii elektrycznej OZE wymagały wsparcia. Zaproponowano system pomocy wykorzystujący świadectwa pochodzenia energii, stanowiące dla OZE dodatkowe (poza sprzedażą energii elektrycznej) źródło dochodu. Po kilku latach funkcjonowania systemu wyraźnie objawiły się jego wady, takie jak: • całkowity koszt funkcjonowania systemu przenoszono bezpośrednio na odbiorców, w cenie energii elektrycznej • przyrost ceny energii elektrycznej dla odbiorców okazał się bardzo istotny, a przy szybko wzrastających wymaganych udziałach energii z OZE w kolejnych latach stawałby się nieakceptowany • mimo znacznego zróżnicowania technologii wykorzystania OZE, a w szczególności ich uwarunkowań ekonomicznych, wszystkie źródła korzystały z jednakowego, nieróżnicującego ich systemu wsparcia • istotne wzrosty produkcji energii z OZE pochodziły z technologii współspalania biomasy w niewielu zmodernizowanych elektrowniach konwencjonalnych (klasyfikowanie takiej energii jako energii odnawialnej jest problematyczne, szczególnie wówczas, gdy biomasa pochodziła z importu lub była pełnowartościowym produktem leśnym) • stosunkowo duże koszty poniesione przez odbiorców na finansowanie systemu

Rys. 1. Wymagane udziały świadectw pochodzenia energii z OZE w całkowitej sprzedaży energii odbiorcom końcowym w latach 2008–2021, wynikające z rozporządzeń ministra gospodarki [1, 2]

świadectw pochodzenia zostały w dużej mierze nieefektywnie dystrybuowane do obiektów konwencjonalnych, które wdrożyły współspalanie, oraz do dużych elektrowni wodnych • nie było możliwości skorzystania z systemu wsparcia w przypadku wykorzystania produkowanej energii na pokrycie potrzeb własnych (świadectwa wydawane są tylko dla energii sprzedanej) • t r udnoś ci organizac yjne pra ktycznie uniemożliwiły korzystanie ze wsparcia układom bardzo małej mocy (mikrogeneracji) • mimo dużego wysiłku system wsparcia nie zapewnił osiągnięcia wymaganych udziałów OZE w okresach wynikających ze zobowiązań unijnych. Po kilku latach obowiązywania system wsparcia wymaga modyfikacji. Niestety, nie udało się wprowadzić nowego systemu w przewidywanym czasie (koniec 2012 roku). Przedłużono obowiązywanie obecnych regulacji, wydając nowe rozporządzenie wykonawcze [2], wskazujące na cele, jakie zamierzamy osiągnąć w latach 2013–2021 (rys. 1). Sprzeczne zapowiedzi i ujawniane projekty nowych rozwiązań doprowadziły do intensyfikacji działań lobbystycznych i dużej niepewności

dotyczącej sytuacji OZE na krajowym rynku energii. Brak jasnej wizji przyszłości na początku 2013 roku spowodował destabilizację rynku świadectw pochodzenia energii i znacznego obniżenia ich ceny. Jednocześnie wyhamowaniu uległa aktywność inwestorów, a sytuacja ekonomiczna wielu wytwórców OZE uległa pogorszeniu. Konieczne jest szybkie ustabilizowanie sytuacji poprzez wskazanie długookresowej strategii dla OZE i wdrożenie odpowiednich aktów prawnych. 2. Stan aktualny energetyki rozproszonej w Polsce 2.1. Generacja rozproszona Moc i liczbę zainstalowanych źródeł, które można zaliczyć do generacji rozproszonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, zestawiono w tab. 1. W grupie małych elektrowni wodnych liczba obiektów rośnie bardzo powoli. W większości są to obiekty eksploatowane od wielu lat, często odbudowywane na istniejących stopniach wodnych. Ze względu na kłopoty lokalizacyjne nowych obiektów oraz wysokie nakłady na ich budowę na nowych piętrzeniach nie można oczekiwać znaczącej dynamiki przyrostów w tym segmencie. Dynamicznie przyrasta liczba i moc

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 40–46

zainstalowana w elektrowniach wiatrowych, przy czym jednocześnie rosną moce farm wiatrowych przyłączanych do sieci. Duże farmy wiatrowe trudno już klasyfikować do energetyki rozproszonej. W Polsce, w połowie 2010 roku moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych przekroczyła 1000 MW (ok. 3% całej mocy zainstalowanej w KSE), a z końcem 2012 roku osiągnęła prawie 2500 MW. Stosunkowo duża efektywność inwestowania w tego typu elektrownie oraz względna krótkotrwałość procesu budowy pozwalają oczekiwać na utrzymywanie się dużej dynamiki przyrostu mocy i liczby obiektów w tej grupie w najbliższych latach. Duże moce planowane są także w farmach zlokalizowanych na morzu. Segment elektrowni biogazowych rozwija się wolno. Eksploatowane jednostki wykorzystują głównie gaz wysypiskowy oraz powstający w oczyszczalniach ścieków. Duży potencjał rozwojowy mają układy zasilane z biogazowi wykorzystujących odpady z produkcji rolnej lub produkcję masy rolniczej przeznaczonej do zgazowania. Pierwsze układy z tej grupy właśnie powstają, a analizy wykonywane np. na Politechnice Śląskiej wykazują, że w tej grupie należy oczekiwać potencjalnie największej rezerwy rozwojowej dla polskiej energetyki odnawialnej. Wprowadzenie świadectw pochodzenia energii, dedykowanych źródłom wykorzystującym biogaz, jest ważnym impulsem rozwojowym. Jednostki spalające biomasę powstały głównie poprzez przystosowanie jednostek węglowych do spalania bądź współspalania biomasy. Wykorzystywane są głównie odpady z produkcji leśnej lub pelety z odpadów z produkcji rolnej (głównie słomy zbóż, produkcji energetycznej biomasy roślinnej i pozostałości drzewnych). Istotnie wykorzystywano biomasę z importu. Niewielki jest, niestety, udział biomasy pochodzącej z typowych upraw energetycznych. W rozproszonych układach zasilanych gazem ziemnym lub metanem z odgazowywania kopalń największą grupę stanowią silniki gazowe wykorzystywane do produkcji skojarzonej. Znacznie mniej instaluje się turbin gazowych. Względnie szybki przyrost mocy takich jednostek na przełomie wieków został wyhamowany na skutek znacznego przyrostu cen gazu. Przy braku wystarczających mechanizmów wsparcia argumenty ekonomiczne decydowały o ich niewielkiej konkurencyjności i ograniczyły zainteresowanie inwestorów. Wprowadzenie systemu tzw. żółtych świadectw pochodzenia poprawia warunki ekonomiczne takich układów i może spowodować zwiększenie dynamiki ich rozwoju w najbliższych latach. Niestety, wysoka cena gazu stanowi istotny czynnik hamujący ich rozwój. W rozwiniętych systemach elektroenergetycznych Europy Zachodniej obserwuje się stały wzrost układów energetyki rozproszonej. Układy takie są w różny sposób promowane, najczęściej przez systemy wspierania rozwoju źródeł odnawialnych i skojarzonych. Stosuje się także preferencje przy przyłączaniu takich źródeł do sieci. Rozwiązania krajowe są dość zróżnicowane. W wielu krajach na świecie generacja rozproszona przechodzi okres burzliwego rozwoju. Wynika to głównie z korzystnych uwarunkowań, jakie powstały w wyniku tworzenia rynków energii i demonopolizacji sektorów

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Elektrownie biogazowe

32,00

36,80

45,70

54,61

71,62

82,88

103,49

131,25

Elektrownie biomasowe

189,80

238,80

255,40

232,00

252,49

356,19

409,68

820,70

Elektrownie słoneczne

–

0,00

0,03

1,13

1,29

Elektrownie wiatrowe

83,30

152,00

287,90

451,00

724,68

1180,27

1616,36

2496,75

Elektrownie wodne

922,00

931,00

934,80

940,57

945,20

937,04

951,39

966,10

Razem

1227,10

1358,60

1523,80

1678,18

1993,99

2556,42

3082,04

4416,09

Tab. 1. Statystyka mocy zainstalowanej OZE (MW) w Polsce (2005–2012)

Typ technologii wykorzystywanej w OZE

Elektrownie na biogaz

wytwarzające z biogazu z oczyszczalni ścieków

39,02

wytwarzające z biogazu rolniczego

25,21

wytwarzające z biogazu składowiskowego

54,59

wytwarzające z biogazu mieszanego wytwarzające z biomasy mieszanej Elektrownie na biomasę

wytwarzające z biomasy z odpadów leśnych, rolniczych, ogrodowych wytwarzające z biomasy z odpadów przemysłowych drewnopochodnych i celulozowo-papierniczych

Elektrownie wiatrowe

Elektrownie wodne

Elektrownie słoneczne

Suma mocy zainstalowanych [MW]

elektrownie wiatrowe na lądzie

0,60 374,26 13,55 145,60 2188,94

elektrownie wodne przepływowe do 0,3 MW

43,57

elektrownie wodne przepływowe do 1 MW

54,35

elektrownie wodne przepływowe do 5 MW

138,70

elektrownie wodne przepływowe do 10 MW

48,28

elektrownie wodne przepływowe powyżej 10 MW

289,80

elektrownie wodne szczytowo-pompowe lub przepływowe z członem pompowym

382,68

wytwarzające z promieniowania słonecznego

1,25

Tab. 2. Zestawienie typów technologii wykorzystywanych w OZE, źródło: URE (2012)

energetycznych. Liberalizacja rynków energii zarówno otwiera nowe szanse dla generacji rozproszonej, jak i może być przyczyną pojawienia się barier. Z drugiej strony generacja rozproszona jest także postrzegana jako szansa dla wspomożenia i naturalnego uzupełnienia procesów liberalizacji rynków energii. Jest to jedna z przyczyn, dla których rozwój tego typu źródeł jest promowany i wspierany legislacyjnie w takich krajach, jak: USA, Kanada, większość państw Unii Europejskiej (szczególnie silnie w Wielkiej Brytanii, Niemczech, Danii, Hiszpanii czy Holandii) [7]. Spojrzenie na generację rozproszoną w Polsce nie jest jeszcze tak systemowe, jak w przywołanych krajach. Znacznie więcej uwagi poświęca się przekształceniom sektora scentralizowanej, dużej energetyki. Uwarunkowania ekonomiczne nie są jeszcze tak korzystne dla wielu technologii generacji rozproszonej, jak w krajach Europy Zachodniej. Bariery technologiczne, organizacyjne i finansowe, utrudniające rozwój małego wytwarzania w Polsce, są odczuwalne, ale ich

znaczenie ciągle maleje. Uwarunkowania są coraz bardziej korzystne i z umiarkowanym optymizmem należy patrzeć na rozwój tego sektora. Szczególnie istotne jest, że wytwarzanie rozproszone jest dostrzegane przez wszystkie tradycyjne, energetyczne sektory sieciowe i postrzegane jako szansa rozwojowa dla każdego z nich. W tej grze nie można zapominać o odbiorcy energii, dla którego wytwarzanie rozproszone musi oznaczać korzyść ekonomiczną przy zachowaniu odpowiednich standardów dostawy energii. Generację rozproszoną trzeba postrzegać jako ważny element lokalnych rynków energii. Szczególnie technologie odnawialne i skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (także chłodu) tworzą szansę dla rozwoju rynków lokalnych nośników energetycznych – mogą być naturalnym łącznikiem pomiędzy różnymi rynkami, przyczyniając się do rozwoju konkurencji i tworząc możliwości do powstawania lokalnych rynków multimedialnych.

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 40–46

Rodzaj źródła OZE

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Elektrownie na biogaz

104 465,3

116 691,9

161 767,9

220 882,9

300 850,3

363 595,7

430 537,3

442 088,0

Elektrownie na biomasę

467 975,7

503 849,2

545 764,9

560 967,4

601 088,2

635 634,8

1 055 151,7

1 089 492,9

1,3

1,7

117,8

1 048,4

Elektrownie słoneczne

–

Elektrownie wiatrowe

135 291,6

257 037,4

472 116,4

806 318,6

1 045 116,2

1 823 297,1

3 126 526,4

3 825 275,6

Elektrownie wodne

2 175 559,1

2 029 635,6

2 252 659,3

2 152 943,2

2 375 767,2

2 922 051,6

2 316 833,4

1 830 129,8

877 009,3

1 314 336,6

1 797 217,1

2 751 954,1

4 281 615,0

5 243 251,4

5 999 582,1

5 677 850,6

3 760 301,0

4 221 547,7

5 229 525,7

6 493 066,2

8 604 488,3

10 987 832,4

12 928 808,7

12 865 885,4

Współspalanie

Łącznie

Tab. 3. Produkcja energii elektrycznej w OZE w latach 2005–2012 (MWh), źródło: URE (2013)

2.2. Odnawialne źródła energii Na rys. 2 pokazano strukturę technologii wykorzystywanych w jednostkach wytwórczych generacji rozproszonej zaliczanych do OZE, a w tab. 2 przedstawiono ich szczegółowe zestawienie. Największy udział w mocy zainstalowanej mają elektrownie wiatrowe, a drugie pod względem udziału są elektrownie wodne, w tym głównie duże. Naturalna zmienność zasobów energii odnawialnej powoduje, że udziały te nie przekładają się wprost na udziały w produkcji energii, klasyfikowanej jako odnawialna (tab. 3). Ponad połowa produkcji energii z OZE pochodzi ze współspalania biomasy (rys. 3). Istotny przyrost mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych

Rys. 2. Struktura mocy zainstalowanej technologii OZE w Polsce, źródło: URE (2012)

Rys. 3. Udział nośników energii odnawialnej w produkcji energii elektrycznej OZE w Polsce, źródło: GUS (2011)

w ostatnich latach przełożył się na rosnący udział w produkcji energii. Obecnie prawie ¼ energii elektrycznej z OZE produkowana jest przez elektrownie wiatrowe. Produkcja elektrowni wodnych utrzymuje się na w miarę stabilnym poziomie (podlega wahaniom wynikającym z warunków hydrologicznych) i w konsekwencji udział energii z elektrowni wodnych maleje, ale ciągle jest wysoki (ok. 18%). Produkcja z biogazu to ok. 3,4%. 3. Aktualny system wsparcia oze w Polsce Obowiązujący system wspierania odnawialnych źródeł energii w Polsce został ukształtowany po zmianach w uregulowaniach prawnych w 2005 roku. Jego zasadniczym elementem są zbywalne świadectwa pochodzenia energii. Przyczyniło się to do handlu świadectwami, niezależnego od obrotu energią elektryczną. Stworzono podstawy pod rozwój stabilnego systemu wsparcia, pozwalającego inwestorom szacować przyszłe zyski ze sprzedaży energii i sprzedaży zielonych świadectw. Wprowadzono jednocześnie cenę gwarantowaną dla energii elektrycznej z OZE. Funkcjonuje więc obecnie system mieszany, jednocześnie gwarantujący cenę dla energii z OZE i obowiązek jej zakupu oraz dający możliwość uzyskania dodatkowych przychodów z handlu zielonymi świadectwami [6]. Preferencje, jakie uzyskały OZE w Polsce, są więc istotnie silniejsze niż w innych krajach, które wprowadziły handel zielonymi świadectwami. W takich modelach wsparcia OZE muszą najczęściej konkurować na rynku energii elektrycznej na zasadach ogólnych, natomiast zielone świadectwa mają stanowić dla nich dodatkowe źródło przychodu, pozwalające na zachowania konkurencyjne na rynku energii elektrycznej. Rozwiązanie stosowane w Polsce zwalnia źródła odnawialne z takiej konkurencji, zapewniając im stałą cenę za energię (popartą jednocześnie obowiązkiem zakupu energii). Dla wytwórcy zielonej energii elektrycznej oznacza to rozdzielenie strumienia przychodów ze sprzedaży energii na dwa autonomiczne źródła: • przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, za którą otrzymuje cenę gwarantowaną, odpowiadającą średniej cenie energii elektrycznej na rynku w roku poprzednim

• przychody za sprzedaży praw majątkowych, wynikających z przyznanych przez URE świadectw pochodzenia, czyli tzw. zielonych certyfikatów. Jednym z podstawowych elementów w aktualnym modelu wspierania OZE jest możliwość uiszczenia tzw. opłaty zastępczej. Do wniesienia opłaty zobowiązane są podmioty sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym, którym w okresie rozliczeniowym nie udało się nabyć wystarczającej liczby świadectw pochodzenia energii w celu spełnienia obowiązku jej zakupu. Podsumowując, aktualny mechanizm wsparcia OZE nakłada na wiele podmiotów rynku energii określone zobowiązania. W pewnym uproszczeniu można tu wyróżnić następujące obowiązki: • uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia albo uiszczenia opłaty zastępczej • zakupu energii elektrycznej (fizycznej) wytwarzanej w OZE • zapewnienia pierwszeństwa w świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji • pokr ycia części kosztów opłaty przyłączeniowej • potwierdzenia danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w OZE. Podstawowe założenia mechanizmu zbywalnych świadectw pochodzenia są następujące: • OZE generuje dwa produkty: energię i świadectwa pochodzenia • świadectwa pochodzenia są wystawiane przez prezesa URE • istnieje obowiązek zakupu całej produkcji energii w OZE przez sprzedawcę z urzędu po cenach gwarantowanych (średnia cena energii na rynku konkurencyjnym) • obowiązek posiadania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia spoczywa na podmiotach (wytwórcach i przedsiębiorstwach obrotu) sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym • obrót prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia odbywa się na rynku giełdowym (TGE). System wsparcia źródeł odnawialnych przyniósł wymierne skutki. Stosunkowo wysoka cena świadectw pochodzenia energii (przy utrzymującym się deficycie odstępnych świadectw na rynku, w stosunku do wysokich wymagań dotyczących ich umorzenia) spowodowała widoczny rozwój wybranych

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 40–46

Rok

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym

[MWh]

108 625 000

117 816 712

115 973 780

121 180 113

116 456 087

121 296 876

121 733 212

Liczba wydanych świadectw pochodzenia

[MWh]

3 760 301

4 221 548

5 229 526

6 493 066

8 604 488

10 987 832

12 928 809

Udział OZE wg wydanych świadectw pochodzenia

[%]

3,462

3,583

4,509

5,358

7,389

9,059

10,621

Udział umorzonych świadectw pochodzenia

[%]

2,954

3,297

4,262

5,448

7,216

8,573

9,405

Udział opłaty zastępczej

[%]

0,002

0,303

1,009

1,539

1,458

1,827

1,033

Udział wykonany (umorzone świadectwa + opłata 2,956 (MWh), źródło: 3,600URE (2013) 5,271 Tab. 3. Produkcja energii elektrycznej w [%] OZE w latach 2005–2012 zastępcza)

6,987

8,674

10,400

10,438

7,000

8,700

10,400

Udział OZE wymagany przez Rozporządzenie MG

[%]

3,100

3,600

5,100

Tab. 4. Realizacja obowiązku zakupu świadectw pochodzenia energii elektrycznej z OZE w latach 2005–2011, źródło: URE (2013)

technologii odnawialnych (np. elektrowni wiatrowych). W tab. 4 przedstawiono dane dotyczące spełnienia obowiązku zakupu świadectw pochodzenia energii z OZE w latach 2005–2011. Zaliczenie do energii odnawialnej współspalania (i dynamiczny rozwój tej technologii w korzystnych uwarunkowaniach ekonomicznych) spowodował, że produkcja energii OZE szybko rosła, dążąc do poziomów wymaganych rozporządzeniami MG. W latach 2005–2010 liczba wydanych w danym roku świadectw nie wystarczała na wypełnienie obowiązku przez przedsiębiorstwa zobowiązane do zakupu. Deficyt musiał być uzupełniany wnoszeniem opłaty zastępczej. Funkcjonowanie w warunkach deficytu stabilizowało rynek świadectw pochodzenia. Cena świadectwa utrzymywała się na wysokim poziomie, niewiele niższym od opłaty zastępczej. Stabilizowało to przychody OZE, dla większości z nich tworząc korzystne warunki do rozwoju, a niektórym pozwalając na uzyskiwanie wysokich (nieuzasadnionych ponoszonymi kosztami) przychodów. Sytuacja uległa zasadniczej zmianie w 2011 roku, gdy po raz pierwszy liczba wydanych świadectw pochodzenia przekroczyła wymaganą z danym roku liczbę umorzeń. Rynek przestał funkcjonować w warunkach deficytu i rozpoczął się okres nadpodaży świadectw, a cena świadectwa zaczęła być przedmiotem gry rynkowej. Jednocześnie p orów n a n i e l i c z by w y d aw a ny c h i umarzanych w kolejnych latach świadectw pochodzenia wskazuje, że już od 2009 roku liczba umarzanych w danym roku świadectw była niższa od liczby świadectw przyznawanych. Na rynku zaczął się tworzyć zakumulowany nawis świadectw pochodzenia. Można szacować, że osiągnął on już wielkość ok. 6 mln MWh, a prognozy wskazują, że będzie on rósł w najbliższej przyszłości. W warunkach nadpodaży ceny świadectw gwałtownie spadły na przełomie lat 2012/2013. Okazało się, że wielu wytwórców OZE (szczególnie inwestujących w technologie o wysokich

jednostkowych kosztach produkcji) nie było przygotowanych na taki rozwój sytuacji. Załamanie ceny świadectwa zarówno podważyło opłacalność ekonomiczną niektórych technologii, jak i osłabiło gotowość inwestycyjną oraz możliwości uzyskiwania finansowania przez niektóre projekty. Mimo że przy projektowaniu systemu świadectw pochodzenia zakładano, że docelowo będzie on funkcjonował w warunkach konkurencji, a cena świadectwa będzie przedmiotem rynkowego równoważenia popytu i podaży, to w takich warunkach system obnażył swoje słabości. Dopóki wysoka, stabilna cena świadectwa zapewniała wszystkim technologiom wysokie przychody (dla wielu technologii nieuzasadnione ekonomicznie) system zapewniał rozwój OZE i zainteresowanie inwestycyjne. W warunkach zmiennej ceny świadectwa pochodzenia wydatnie objawiło się, że różne technologie wymagają zróżnicowanego wsparcia. Stosowanie tylko jednego rodzaju świadectw, bez rozróżnienia rodzaju technologii wytwarzania energii, przy istotnie zróżnicowanych uwarunkowaniach ekonomicznych różnych technologii, prowadziło do generowania nieuzasadnionych zysków, dla niektórych z nich, przy jednoczesnym niedostatecznym wsparciu dla innych. Innymi powszechnie krytykowanymi wadami systemu są: • brak uzyskania świadectw pochodzenia dla energii zużytej na potrzeby własne, wsparciem objęta jest tylko energia sprzedana do systemu • konieczność koncesjonowania produkcji, uczestnictwa w rynku energii oraz trudności przyłączenia do sieci praktycznie znacznie utrudniały rozwój układów wytwarzania bardzo małej mocy instalowanej przez drobnych odbiorców (prosumentów). Dodatkowo skomplikowany kształt aktualnego Prawa energetycznego (kilkadziesiąt razy nowelizowanego na przestrzeni kilkunastu lat obowiązywania)

i konieczność dostosowania stanu prawnego do wymagań europejskich spowodowało, że z końcem 2011 roku pojawiła się koncepcja uporządkowania stanu prawnego poprzez uchwalenie trzech ustaw, tzw. trójpaku energetycznego: • Prawa energetycznego • Prawa gazowego • Ustawy o odnawialnych źródłach energii. Rozdzielenie problematyki na trzy ustawy ma prowadzić do precyzyjnego ustalenia stanu prawnego w każdej z dziedzin. W pierwotnych zamierzeniach ustawy miały wejść w życie z początkiem 2013 roku. Intensywne prace nad projektami ustaw trwały praktycznie przez cały 2012 rok. Ostatecznie projekty ustaw – w tym ustawy o odnawialnych źródłach energii – pojawiły się w październiku 2012 roku [3], ale prace nad trójpakiem odłożono, zadowalając się kolejną cząstkową modyfikacją Prawa energetycznego [4] oraz ogłoszeniem nowego rozporządzenia o zielonych świadectwach [2], zapewniającego kontynuację aktualnego systemu wsparcia. Doraźnie rozwiązania na 2013 rok, przy dużej niepewności dotyczącej przyszłego ostatecznego kształtu ustawy o odnawialnych źródłach energii, spowodowały na razie istotne negatywne skutki dla opłacalności funkcjonowania i inwestowania w źródła odnawialne. Pierwszym efektem braku pewności co do kształtu przyszłego systemu, przy jednoczesnej powszechnej wiedzy, że system w obecnych kształcie nie będzie utrzymany, było załamanie rynku świadectw pochodzenia energii. O ile w poprzednich latach ceny świadectw utrzymywały się na poziomie niewiele niższym od opłaty zastępczej (w 2012 roku: 286,74 zł/MWh), to obecnie (luty 2013 roku) ceny spadły o połowę. Praktycznie załamał się rynek kontraktów długoterminowych na świadectwa, brakuje chętnych do ich zakupu. Zobowiązania Polski jako członka Unii Europejskiej wymuszają konieczność szybkiego ustabilizowania warunków funkcjonowania i inwestowania dla energetyki

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 40–46

odnawialnej. Oczywiście obecnie trudno jednoznacznie określić, jaki będzie ostateczny kształt Ustawy o odnawialnych źródłach energii [3], ale zaawansowanie prac pozwala sądzić, że zasadniczy kierunek będzie zgodny z rozwiązaniami zaproponowanymi w projektach z końca 2012 roku. 4. Propozycje w zakresie mikrogeneracji Dla układów bardzo małych mocy zaproponowano [3]: • istotne uproszczenie procedur przyłączeniowych i koncesyjnych • obowiązek zakupu energii produkowanej przez wskazaną firmę obrotu energią (tzw. sprzedawca zobowiązany) po ustalonej cenie • zróżnicowanie cen dla różnych rodzajów technologii odnawialnych • mechanizm przenoszenia kosztów zakupu energii na za pośrednictwem tzw. zarządcy rozliczeń. Wprowadzenie nowych rozwiązań wspierałoby wytwarzanie energii przez rozproszonych odbiorców końcowych, wykorzystujących mikrogenerację. Znaczne uproszczenia w zakresie koncesjonowania mikroźródeł, uproszczenie funkcjonowania na rynku energii (sprzedaż energii jednemu wskazanemu podmiotowi bez konieczności uczestniczenia w mechanizmach bilansowania), brak konieczności obrotu świadectwami pochodzenia energii w celu uzyskania dodatkowych przychodów, gwarantowana cena zbytu energii powodują, że wsparcie może ustabilizować warunki rozwoju OZE w małych instalacjach (w szerokiej grupie odbiorców końcowych). Efektywność systemu będzie jednak zależała od zagwarantowania takiego poziomu cen, które zapewnią opłacalność inwestycyjną poszczególnych technologii. System jest dość skomplikowany w tym zakresie, podatny na naciski lobbingowe i w związku z tym może okazać się trudny do efektywnego wprowadzenia. W przypadku błędnych decyzji dotyczących poziomów cen należy się obawiać sztucznego ograniczania możliwości rozwojowych dla niektórych z nich. Efektywny system wsparcia powinien być stabilny. Obecne propozycje nie wskazują jasnych przesłanek do ustalania poziomu cen (i gwarantowania ewentualnych przyszłych ścieżek cenowych). Brak takich przesłanek powoduje obawy o stabilność systemu, a potencjalni inwestorzy będą narażeni na niepewność i duże ryzyko inwestycyjne. Wprowadzenie nowych r ynkowych podmiotów zobowiązanych, tzw. sprzedawcy zobowiązanego i zarządcy rozliczeń, dodatkowo utrudni funkcjonowanie skomplikowanego systemu. 5. Propozycje dotyczące układów wykorzystujących źródła odnawialne większej mocy W przypadku układów większych mocy proponuje się utrzymanie mechanizmu świadectw pochodzenia energii, jednak znacznie zmodyfikowanego w stosunku do stanu obecnego. Podjęto próbę eliminacji wad obecnego systemu. Efektem jest jednak

znaczne skomplikowanie zasad funkcjonowania pomocy, szczególnie poprzez zróżnicowanie siły wsparcia dla różnych technologii OZE. Zasadnicza zmiana ma polegać na wprowadzeniu współczynników, które mają zróżnicować wydawanie (wartościowanie) świadectw dla różnych technologii odnawialnych. W ustawie podzielono technologie OZE na kilkanaście kategorii, wskazując, że dla każdej kategorii powinien być wprowadzony współczynnik przeliczeniowy, określający liczbę przyznawanych świadectw w stosunku do produkowanej energii elektrycznej. Odchodzi się od zasady stosowanej obecnie, że każda jednostka wyprodukowanej energii z OZE (niezależnie od technologii) uprawnia do wyemitowania świadectwa w ilości dokładnie równej wyprodukowanej energii. Nowy system ma różnicować technologie, ale projekt ustawy (w obecnej wersji [3]) nie ustala wartości współczynników przeliczeniowych. Ich wartości mają być określone poza ustawą. Sama idea różnicowania liczby wydawanych świadectw dla różnych technologii jest słuszna, ale skutki jej wprowadzenia będą zależeć od ustalonych współczynników i kryteriów uwzględnionych przy ich wyznaczaniu. Niestety, ustawa nie podaje precyzyjnych kryteriów, proponuje jedynie ramowe zasady funkcjonowania systemu. Trudno oprzeć się wrażeniu, że próbuje się znaleźć kompromis, który ma polegać na ograniczeniu ogólnych kosztów funkcjonowania systemu wsparcia, przy jednoczesnym utrzymaniu jego efektywności. O taki kompromis w praktyce będzie trudno, biorąc pod uwagę ogólnie wysokie koszty technologii odnawialnych. Kolejną istotną zmianą ma być ograniczenie wsparcia dla bezpośredniego współspalania biomasy. Systemem świadectw ma być objęte jedynie spalanie biomasy pochodzącej z upraw energetycznych, natomiast ze wsparcia nie będą mogli skorzystać importerzy biomasy oraz wykorzystujący pełnowartościowe produkty leśne. W obecnej propozycji dopuszcza się jednak wspieranie współspalania na zasadach zbliżonych do obecnych do końca 2017 roku, kiedy to miałyby nastąpić zmiany systemu wsparcia. W propozycji ustawy wnioskuje się także ograniczenie czasu, w którym technologia mogłaby korzystać ze świadectw pochodzenia. Celem wprowadzenia takiego ograniczenia jest wyeliminowanie dodatkowych dochodów, jakie w obecnym systemie uzyskują obiekty w pełni zamortyzowane (np. duże elektrownie wodne). System wsparcia ma być skierowany do obiektów nowych i stanowić zachętę dla potencjalnych inwestorów. 6. Wnioski końcowe System wsparcia źródeł odnawialnych na rynku energii elektrycznej wymaga pilnego ustabilizowania i wskazania jasnej wizji przyszłości. Brak stabilnych perspektyw dla rynku OZE będzie powodował duże ryzyko inwestycyjne oraz wiele nietrafionych decyzji inwestycyjnych.

Mechanizm świadectw pochodzenia, funkcjonujący w warunkach ich nadpodaży, wymaga precyzyjnego skonstruowania w celu właściwego adresowania wsparcia dla różnych technologii. Sformułowanie takiego systemu nie jest proste, a jego sprawne funkcjonowanie będzie wymagało zwiększonego wysiłku regulacyjnego. Jednocześnie pojawia się potrzeba ograniczenia łącznych kosztów funkcjonowania systemu wsparcia dla odbiorców końcowych. Mechanizm świadectw pochodzenia okazał się zbyt złożony dla źródeł mikrogeneracji. Konieczność skierowania wsparcia także do tego sektora wymaga sformułowania prostszego w funkcjonowaniu, dedykowanego systemu wsparcia. Docelowe działanie mieszanego systemu pomocy znacznie skomplikuje obecne rozwiązania. Obecne propozycje zmian prawnych nie wskazują precyzyjnie drogi rozwiązania problemów sektora energetyki odnawialnej. Za to coraz bardziej widoczne stają się ograniczenia i wpływ finansowania wsparcia na cenę energii elektrycznej. Bibliografia 1. Rozporządzenie ministra gospodarki z 14 sierpnia 2008 roku w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, Dz.U. z 2008 roku, poz. 969. 2. Rozporządzenie ministra gospodarki z 9 listopada 2012 roku w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, Dz.U. z 2012 roku, poz. 1229. 3. Projekt Ustawy o odnawialnych źródłach energii z 9 października 2012. 4. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 roku, Prawo energetyczne z późniejszymi zmianami, Dz.U. z 2012 roku, poz. 1059. 5. Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku, GUS, Warszawa 2012. 6. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmu promowania odnawialnych źródeł energii w modelowaniu rozwoju systemów energetycznych, Rynek Energii 2007, nr 2. 7. Bućko P., Energia ze źródeł odnawialnych na rynku energii elektrycznej w Polsce, Energetyka 2003, nr 6.

P. Bućko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 40–46

Paweł Bućko

dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: pbucko@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Jego działalność naukowa związana jest z ekonomiką energetyki, ze szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów energetycznych w uwarunkowaniach rynkowych. Aktywność zawodowa koncentruje się na analizie inwestycyjnej dla źródeł wytwórczych, analizie mechanizmów rynkowych i zasad rozliczeń w dostawie energii. Jest także audytorem energetycznym i zajmuje się problematyką racjonalnego użytkowania energii.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 53–57

Power Demand Forecasting Methodology as a Tool For Planning and Development of the Distribution Networks Authors Jarosław G. Korpikiewicz Leszek Bronk Rafał Magulski

Keywords network development planning, forecasting, distribution network

Abstract Planning for the development of the distribution network, providing the required level of reliability, while minimizing expenditures for the expansion requires forecasting future demand for power end-users connected to the network. Dynamics of changes in electrical load will depend on many factors, both local (e.g. changes in the structure and number of customers) and global (e.g. changes in energy intensity of consumption). The forecasting methodology presented in the paper combines the power demand trend extrapolation techniques, resulting from historical measurement data, with using the information about the potential socio-economic development and available economic and demographic forecasts at different levels of territorial division of the country. Application of the proposed methodology allows performing medium and long term projections of demand for power in the nodes of the distribution network.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014205

1. Introduction Knowledge of future loads is a basis for grid development planning; therefore estimation of power demand should be as accurate as possible. This requires a multi-layered approach, analysing multiple sources of information in local, regional and national dimensions, investigating changes occurring in the structure of utilised energy carriers, changes of energy intensity etc. Methodical foundations for using strategic or planning documents for estimating future power demand at areas and nodes of the distribution grid presented in this paper may facilitate planning grid development and help in minimising costs of extension, while keeping high reliability levels. It has been assumed that forecasted power demand values for individual areas or nodes of the distribution grid will be estimated upon statistical data and economic development forecasts adjusted according to local conditions. For that reason the power demand estimations were based on: • historical data available to a Distribution System Operator (DSO), data from so-called measurement Wednesdays, specific power and energy demand of specific consumer groups, dynamic of new consumer connections etc. • local plans of construction, social and economic development for the investigated area

• information about investment intentions of consumers characteristic of current power grid condition • statistical data on population, households, businesses, employment • forecast for changes in population, households, GDP, energy-intensity, energy utilisation methods etc. Information on consumers collected by a DSO is assigned to the main supply points (MSPs), while other sources are usually split according to the administrative division of the country. This may create a need for adjusting data to make it consistent with information collected from other sources. It has been assumed that due to the character of annual load pattern, demand forecasts will only be created for four distinctive patterns corresponding with low load and peak load in summer and winter. In special cases, when the peak load occurs or may occur at a different time, peak load for such a period also needs to be evaluated.

2. Base model of a separated grid area The initial step for further analysis is determining current peak demand level in an analysed subregion of the distribution grid (e.g. at MSP station). To achieve this, a base model of such a subregion, reflecting current grid topology, connected consumers and their load patterns, needs to be constructed. 53

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 53–57

The main source of data for building such a model is information collected by the DSO, including: current configuration of MSP stations with MV and LV grid infrastructure, number of consumers within individual tariff groups supplied from individual MV/LV transformers and their location (gmina name in rural areas, town or city district names in urban areas). This information allows modelling the current grid configuration within the DSO’s area, together with consumers connected to MSP stations. The next step is determining power demand of consumers connected to MSP stations. As a first priority, peak load of a station needs to be identified. This may be done upon results of standard measurements taken regularly on so-called measurement Wednesdays. This data includes measurements of active and reactive power at individual nodes of the 110 kV grid taken twice during each year, in January and in July. Also data from available measurement points located within the MV grid and LV grids supplied from an MSP station (e.g. MV/LV transformers) may be used for base model construction. It may provide additional information on loads in individual subregions of the investigated grid, which may be used to verify calculations of power demand of final consumers. In the case of consumers equipped with metering and billing equipment with data recording functionality, peak loads should be based on actual data, while in all other cases statistical load may be determined with so-called load patterns. Such patterns are created upon measurements taken by the Polish Association of Electricity Transmission and Distribution (PTPiREE). Measurement data has been aggregated and averaged within consumer groups fulfilling certain criteria. For each pattern group hourly electricity consumption values throughout the year, i.e. patterns of average hourly electrical load changes are determined. If consumers not fitting any available pattern are present, a new pattern needs to be created and taken into account during base model construction. Utilisation of standard load patterns will be only an approximation of reality, as in fact small consumers within specific subregions of the grid may have different specific power demand values. This means that even in the case of a quite uniform consumer structure, total power demand may be different from estimations based on load patterns. For that reason, when no actual measurements are available, specific demand values assumed for individual consumer groups need to be verified and possibly adjusted according to available measurement data from MV/LV transformers and MSP stations. As smart metering systems, which enable recording and remotely accessing consumption information, are gradually implemented, averaged statistical data should be replaced with actual values, thus enabling higher accuracy of the created model.

Actual topology of HV, MV, LV grids

Base model HV, MV, LV grids with assigned consumers and power demand values

Measurement data: - MSP - consumers billed online - other measurements - consumers billed acc. to daily pa�erns

Fig. 1. Scheme presenting creation of a base model for power demand projection

Total average hourly power demand at a MSP station will be a sum of demands of multiple consumer groups with different daily load patterns and of losses in the distribution grid, minus total output of generating sources connected to the grids powered from that station, according to the formula:

PMSP = ∑ PCR + ∑ PCO + ∑ ∆P (1) where: PMSP – measured power demand at MSP station, ΣPG – total power output of generating sources connected to the grid powered from the MSP station, ΣPCR – total power demand from consumers supplied from the MSP station equipped with instrumentation with remote reading capability, ΣPCO – total power demand of other consumers without a possibility of recording consumption data, ΔP – losses in MV and LV distribution grids. Further discussion assumes that losses in MV and LV grids connected to the MSP station will not be considered separately, but instead will be assigned to all consumers, proportionally to their power demand. Knowledge of measurement system records provides values PMSP, PCR and PG, while the unknown total power demand from consumers without data recording and remote access to the metering data will be therefore calculated as:

∑P

= PMSP + ∑ ∆PG − ∑ PCR (2)

The same value may be calculated by assigning all consumers not covered by data recording and remote access to appropriate consumer groups for which standard load patterns are specified, using formula: k

′ = ∑ PCOk ⋅ nk ⋅ wk PCO i =1

(3)

J. G. Korpikiewicz et al.| Acta Energetica 2/19 (2014) | 53–57

where: k – number of consumer groups for which standard load patterns are defined, nk – number of consumers assigned to the i-th load pattern, wk – calibration coefficient calculated for the i-th profile, POP – average consumer’s power demand read for appropriate hour of the i-th standard load pattern. Standard load patterns, based on averaged power demand values, are best used for modelling large consumer populations, while in the case of modelling grid fragments with a relatively low number of connected consumers or in case of consumer load patterns deviating considerably from the pattern of entire population, calculations results may considerably differ from actual demand value. For that reason calibration coefficients need to be used to model demand of consumers whose measurement data may not be accessed remotely. Those coefficients should be specified in such a way that calculated demand for a consumer group is equal to the actual value according to the formula (2).

Fig. 2. Algorithm for a 2-year model creation

3. Forecast within a 2-year horizon Calculations performed for a two-year period should be a basis for planning MV and LV grid development and enable estimating investment needs for that grid in an accurate manner. Due to the long construction time of a new plant information on new consumers already holding connection conditions need to be considered as the main data for a 2-year horizon. It has been assumed that forecasted power demand changes will only result from connecting new consumers, while qualitative changes in load character of existing consumers will not have significant impact. Power demand of new consumers was estimated using available load patterns. When the base model is ready, the next step is – when the probability of actual connection within the analysed horizon is high – adding new consumers with connection conditions already issued or those who have already applied for such conditions. Then power demand of those new consumers needs to be specified for the hour when the maximum load of the MSP occurs. Demand of consumers from the Connection Group V (residential buildings – G tariff, small business consumers – tariff C1x) may be determined using load patterns or other available data. Cases of consumers from other connection groups should be investigated individually. If measurements of larger groups of consumers with similar activity patterns are available, a new standard load pattern may be developed. When forecasting power demand, load needs to be split between all the consumers connected to a transformer or another investigated grid element for the same time. Peak load at any node is obtained by adding up loads from all consumers. Simplified algorithm is presented in Fig. 2.

Forecasted total active power demand may be described with a relation: n

PH 2 = PB + ∑ PWP i =1

(4)

where: PH2 – total forecasted active power on transformer at MSP station, active power of existing consumers connected to a transformer at MSP station, PCC – active power of the n-th consumer with already issued connection conditions.

4. Forecast for 5- and 15-year horizons In a 5-year horizon the development plans will be of a more general character. They may be expressed as estimated funds which will have to be spent on grid development, total transformer power rating, total line lengths or locations of new MSP stations. Those parameters may be indicatively determined upon estimated growth of power demand and known technical parameters of the grid. 15-year horizon forecasting features high uncertainties concerning possible growth of power and energy demand. Forecasts created for such a horizon may be used for determining indicators describing global development needs in scale of a larger area/region (e.g. powiat). Peak demand forecasting will be based on an econometric model. This model will be used to find relations between the dependent value and influencing (control) factors, basing on historical data. This model may be expressed as equation:

PMSPGR = a0 + a1 ⋅ x1 + a2 ⋅ x2 +  + ak ⋅ xk + ε (5) where: PMSP GR – peak active power demand at MSP or group of MSPs, x1... xk – control variables, a0... ak – structural parameters of the model, k – number of control variables; ε – random component (variable expressing total effect of factors not addressed by the model, errors resulting from incorrect form of function, measurement errors).

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 53–57

Dependent value in the model assumed for the 5-year forecasting will be the peak load on an MSP station, and for a 15-year model it will be a total peak load of a group of MSPs. Selection of MSPs is carried out in such a way that consumers powered from them are located within single poviat. Potential control variables will be based on economic and demographic forecasts, together with historical data concerning peak load on MPS. The constructed model will include variables which best fit to the following criteria: • covering sufficiently large time span both in case of historical and forecasted data • strongly correlated with the dependent variable • not correlated or weakly correlated with other control variables. After selecting control variables, structural parameters of the model need to be determined (with the least squares method – LSM) and then the model structure needs to be verified substantially and statistically. The verified model will be used for creating a multi-variant forecast of the peak active power demand at MSP (or a group of MSPs) upon available forecasting scenarios for control variables or upon interval forecast based on calculated average error of an ex-ante forecast and assumed confidence level. Interval forecast of the peak active power demand at a MSP group may be performed according to the formula:

(

)

* * * P PMSP − tα ⋅ VT < PMSP < PMSP + tα ⋅ VT = 1 − α GR GR GR

(6)

where: P*MSPgr – point forecast of a peak active power demand at an MSP (or MSP group), VT – average error ofex-ante forecast for period T, ta – value of Student’s t-statistics at assumed confidence level and n-k-1 degrees of freedom, α – significance level, n – series size for historical data, k – number of control variables, T – forecasting horizon (n+5 or n+15). In a 5-year horizon, obtained peak load forecasts should be additionally verified using information from local development plans, development directions described in spatial development policy studies or other planning documents. For that reason complementing forecasting data with information obtained from local government bodies is assumed. Questionnaire polling needs to be performed to collect relevant data. Such polling would be aimed at identification and collection, in a coherent format, of information concerning power demand growth potential

basing on data contained in draft energy carrier supply plans, construction development plans, development strategies and identification of areas dedicated for investment projects, residential areas etc. Obtaining information concerning availability of alternative energy carriers will be significant for estimating power demand for an analysed area. Monitoring development directions of municipal areas will allow identifying areas which require detailed grid development studies, and will help in estimating funds required for grid extensions and upgrades. For a 15-year horizon, the peak load forecast for a single MSP station may be derived from a forecast for a group of MSPs and forecast of its share in the total demand of the group. To achieve this, percentage shares of a specific MSP within power demand of an entire group should be determined for the historical period, as well as for 2-year and 5-year forecasts. Those shares are then arranged into time progressions, whose trends may be approximated with appropriate linear or non-linear functions. Trend function may be specified in a way ensuring best compliance with empirical data, measured with coefficient of determination R2 and the relative error of the ex-ante forecast, which does not exceed 10%. According to the assumed trend function for the period T = n + 15, percentage shares of individual MSPs within a group may be estimated. Estimated shares and forecast of a power demand range for a group of MSPs may be used to estimate power demand of specific MSPs.

5. Final conclusions Planning distribution grid development, which ensures attaining required operational reliability levels with simultaneous minimisation of development expenditures, requires creating forecasts of future power demand of final consumers connected to the investigated grid. The proposed method of forecasting peak demand is based on different approaches according to various planning time horizons. It was attempted to take into account local conditions and forecasted social and economic development tendencies which will affect load on the distribution grid in the future. The methodology for estimating peak demand levels in distribution grid nodes presented in this paper was used by the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division, to create a software tool called WPM.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 53–57

Jarosław G. Korpikiewicz Gdańsk University of Technology e-mail: j.korpikiewicz@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology, field of study: control engineering (2002). Works as a Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development, the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. HIs professional interest includes: ancillary and regulation services, issues of power system operation, automation systems of power plants and the power system and application of renewable energy sources. PhD student at the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology.

Leszek Bronk Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: l.bronk@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology, field of study: electrical engineering. Since 2000 employed as a Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development, the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. His work focuses on development of renewable energy sources and other issues related to power industry.

Rafał Magulski Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: r.magulski@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Management and Economics, Gdańsk University of Technology, programme in management and marketing (1998). Works as Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development at the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. His professional interests include issues of market operation in the electrical power industry sector and pre-design studies concerning power system development.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 53–57

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 53–57. When referring to the article please refer to the original text. PL

Metodyka prognozowania zapotrzebowania na moc jako narzędzie planowania rozwoju sieci dystrybucyjnych Autorzy

Jarosław G. Korpikiewicz Leszek Bronk Rafał Magulski

Słowa kluczowe

planowanie rozwoju, prognozowanie, sieć dystrybucyjna

Streszczenie

Zaprezentowana w artykule przez autorów metodyka prognozowania zapotrzebowania na moc łączy techniki ekstrapolacji trendów, wynikających z historycznych danych pomiarowych z wykorzystaniem informacji o potencjale rozwoju społeczno-gospodarczego rozpatrywanego obszaru, oraz prognoz makroekonomicznych i demograficznych, dostępnych dla różnych organów władzy samorządowej i państwowej. Zastosowanie proponowanej metodyki pozwala wykonać projekcje zapotrzebowania na moc w węzłach 110 kV oraz 15/0,4 kV, w średnim i długim horyzoncie czasu.

1. Wstęp Znajomość obciążeń w przyszłości stanowi podstawę do planowania sieci, dlatego oszacowanie zapotrzebowania na moc powinno być możliwie dokładne. Wymaga to wielowątkowego podejścia, analizy wielu źródeł informacji w skali lokalnej, regionalnej, jak i ogólnokrajowej, rozpatrzenia zachodzących zmian w strukturze wykorzystywanych nośników energii, zmian energochłonności itp. Prezentowane w artykule metodyczne podstawy wykorzystania dokumentów o charakterze strategicznym lub planistycznym, dotyczące oszacowania przyszłego zapotrzebowania na moc w obszarach i węzłach sieci dystrybucyjnej, mogą ułatwić planowanie rozwoju sieci pod kątem minimalizacji kosztów rozbudowy, przy zachowaniu wymaganego poziomu niezawodności. Przyjęto, że przewidywane wielkości zapotrzebowania na moc w poszczególnych obszarach lub węzłach sieci dystrybucyjnej będą wyznaczane na podstawie danych statystycznych oraz na podstawie prognoz rozwoju gospodarczego, przy uwzględnieniu uwarunkowań lokalnych. Dlatego podstawą do tworzenia prognoz zapotrzebowania na moc były: • historyczne dane będące w dyspozycji operatora systemu dystrybucyjnego (OSD): dane ze tzw. śród pomiarowych, jednostkowe zapotrzebowanie na moc i energię poszczególnych typów odbiorców, dynamika przyłączanych nowych odbiorców itp. • plany zagospodarowania przestrzennego i rozwoju społeczno-gospodarczego rozpatrywanego obszaru • informacje o zamierzeniach inwestycyjnych odbiorców • charakterystyka istniejącego stanu sieci elektroenergetycznej • statystyczne dane dotyczące ludności, gospodarstw domowych, podmiotów gospodarczych, zatrudnienia • prognozy zamian ludności, gospodarstw domowych, PKB, energochłonności, sposobów użytkowania energii itp. Informacje o odbiorcach zgromadzone przez OSD przypisane są według głównych punktów zasilania (GPZ), zaś pozostałe

źródła z reguły bazują na podziale administracyjnym kraju. Stąd może pojawić się konieczność dopasowania i ujednolicenia danych będących w dyspozycji operatora do informacji pochodzących z pozostałych źródeł. Przyjęto, że ze względu na charakter rocznej zmienności zapotrzebowania prognozy zapotrzebowania tworzone będą dla czterech modeli charakterystycznych, odpowiadających dolinie i szczytowi obciążenia w sezonie letnim i zimowym. W szczególnych przypadkach, gdy zapotrzebowanie szczytowe przypada lub może występować w innym czasie, należy dodatkowo określić zapotrzebowanie szczytowe dla tego okresu. 2. Model bazowy wydzielonego obszaru sieci dystrybucyjnej Punktem wyjścia do dalszych rozważań prognostycznych jest określenie obecnego poziomu zapotrzebowania na moc szczytową w analizowanym podobszarze sieci dystrybucyjnej (np. w stacji GPZ). W tym celu należy stworzyć model bazowy tego podobszaru, który będzie uwzględniał istniejącą topologię sieci, przyłączonych odbiorców oraz specyfikę ich zapotrzebowania na moc. Podstawowym źródłem danych do jego tworzenia są informacje zgromadzone przez OSD, obejmujące: aktualną konfigurację stacji GPZ z infrastrukturą sieciową SN oraz nn, liczbę odbiorców w poszczególnych grupach taryfowych, zasilanych z poszczególnych transformatorów SN/nn, z określeniem ich lokalizacji (nazwy gminy na obszarach wiejskich, nazwy miasta lub dzielnicy na obszarach miejskich). Dane te pozwalają odwzorować aktualną konfigurację sieci na terenie OSD z przyłączonymi odbiorcami do stacji GPZ. Kolejnym krokiem jest określenie zapotrzebowania na moc odbiorców przyłączonych stacji GPZ. W pierwszej kolejności należy określić szczytowe obciążenie stacji. Można tego dokonać na podstawie wyników standardowych pomiarów, realizowanych cyklicznie w ramach tzw. śród pomiarowych. Dane te obejmują pomiary mocy czynnej i biernej w poszczególnych węzłach

sieci 110 kV, przeprowadzane dwukrotnie w ciągu roku, w styczniu i w lipcu. Do budowy modelu bazowego można również wykorzystać dane z dostępnych punktów pomiarowych, zlokalizowanych w obrębie sieci SN i nn zasilanej ze stacji GPZ (np. transformatory SN/nn). Stanowić one mogą dodatkowe źródło informacji o obciążeniach w poszczególnych podobszarach tej sieci i mogą posłużyć do weryfikacji obliczeń zapotrzebowania na moc u odbiorców końcowych. W przypadku odbiorców wyposażonych w układy pomiarowo-rozliczeniowe, umożliwiające rejestrację danych, do określenia ich szczytowego zapotrzebowania należy wykorzystać rzeczywiste dane pomiarowe, zaś w przypadku pozostałych odbiorców możliwe jest określenie statystycznego obciążenia z wykorzystaniem tzw. profili obciążenia. Profile te wyznaczone są na podstawie pomiarów wykonywanych przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE). Dane pomiarowe zostały zagregowane i uśrednione w obrębie grup odbiorców spełniających określone kryteria. Dla każdej grupy profilowej określone jest godzinowe zużycie energii elektrycznej w okresie całego roku, czyli przebieg zmian średnich godzinowych obciążeń elektrycznych. Jeśli istnieją odbiorcy niepasujący do żadnego z dostępnych profili, należy stworzyć nowy profil i uwzględnić go przy budowie modelu bazowego. Wykorzystanie standardowych profili zapotrzebowania będzie opisywało rzeczywistą sytuację w przybliżeniu, gdyż w rzeczywistości w poszczególnych podobszarach sieci niewielcy odbiorcy mogą charakteryzować się różnymi jednostkowymi wskaźnikami zapotrzebowania na moc. Oznacza to, że nawet przy dość jednorodnej strukturze odbiorców łączne zapotrzebowanie na moc może różnić się od szacunków przeprowadzonych na podstawie profili obciążenia. Dlatego przy braku rzeczywistych danych pomiarowych przyjęte dla poszczególnych typów odbiorców jednostkowe wskaźniki zapotrzebowania należy zweryfikować i ewentualnie skorygować na podstawie dostępnych dane pomiarowych

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 53–57

z transformatorów SN/nn oraz w stacji GPZ. Wraz z postępującym rozwojem systemów inteligentnego opomiarowania, umożliwiających rejestrację i zdalny odczyt informacji o zużyciu u odbiorców, uśrednione dane statystyczne należy zastępować rzeczywistymi pomiarami, co pozwoli uzyskać większą precyzję tworzonego modelu.

Aktualna konﬁguracja sieci 110, SN, nn

Model bazowy Sieć WN, SN, nn z przypisanymi odbiorcami i zapotrzebowaniem na moc

Dane pomiarowe: - GPZ - odbiorcy rozliczani online - inne pomiary - odbiorcy rozliczani na podstawie proﬁli dobowych

Rys. 1. Schemat tworzenia modelu bazowego do projekcji zapotrzebowania na moc

Łączne średniogodzinowe zapotrzebowanie na moc w stacji GPZ będzie sumą zapotrzebowania wielu grup odbiorców o zróżnicowanym dobowym charakterze zużycia oraz strat w sieci dystrybucyjnej, pomniejszoną o łączną moc w generacji źródeł wytwórczych przyłączonych do sieci zasilanych z tej stacji, zgodnie z zależnością:

PMSP = ∑ PCR + ∑ PCO + ∑ ∆P (1) gdzie: PGPZ – zmierzone zapotrzebowanie na moc w stacji GPZ, ΣPG – sumaryczna moc generowana przez źródła wytwórcze przyłączone do sieci zasilanej ze stacji GPZ, ΣPOR – łączne zapotrzebowanie na moc odbiorców zasilanych ze stacji GPZ, objętych zdalnym odczytem stanu liczników, ΣPOP – łączne zapotrzebowanie na moc pozostałych odbiorców, bez możliwości rejestracji danych o zużyciu, ΔP – straty w sieci dystrybucyjnej SN oraz nn. W dalszych rozważaniach przyjęto, że straty w sieciach SN i nn, przyłączonych do stacji GPZ, nie będą rozpatrywane oddzielnie, lecz zostaną przydzielone wszystkim odbiorcom, proporcjonalnie do ich zapotrzebowania na moc. Na podstawie wskazań systemów pomiarowych znane są wielkości PGPZ, POR oraz PG, nieznane łączne zapotrzebowanie na moc odbiorców nieobjętych rejestracją i zdalnym odczytem wskazań liczników będzie więc wypadkową mocy, zgodnie z zależnością:

∑P

= PMSP + ∑ ∆PG − ∑ PCR (2)

Tę samą wielkość można oszacować, przypisując wszystkich odbiorców nieobjętych rejestracją i zdalnym odczytem liczników do odpowiednich grup odbiorców, dla których określone są standardowe profile obciążenia, stosując wzór: k

′ = ∑ PCOk ⋅ nk ⋅ wk PCO i =1

(3)

gdzie: k – liczba grup odbiorców, dla których określono standardowe profile obciążenia, nk – liczba odbiorców z przypisanym k-tym standardowym profilem obciążenia, wk – współczynnik kalibracji wyznaczony dla k-tego standardowego profilu, POPk – średnie zapotrzebowanie na moc odbiorcy odczytane z odpowiedniej godziny k-tego standardowego profilu obciążenia. Standardowe profile obciążenia, bazując na uśrednionych wielkościach zapotrzebowania, najlepiej nadają się do modelowania dużych populacji odbiorców, zaś w przypadku odwzorowania fragmentów sieci, z relatywnie niewielką liczbą przyłączonych odbiorców lub gdy przyłączeni odbiorcy charakterystyką zapotrzebowania odbiegać będą w istotny sposób od profilu całej populacji, wyniki obliczeń mogą znacząco różnić się od rzeczywistego zapotrzebowania. Dlatego przy modelowaniu zapotrzebowania odbiorców nieobjętych systemem zdalnego odczytu liczników należy uwzględnić współczynniki kalibracji. Współczynniki te należy dobierać w taki sposób, aby obliczeniowe zapotrzebowanie w tej grupie odbiorców pokryło się z rzeczywistym, określonym przez zależność (2). 3. Prognoza w horyzoncie 2-letnim Obliczenia wykonane dla 2-letniego okresu powinny być podstawą do planowania rozwoju sieci SN i nn oraz pozwolić na dokładne oszacowanie potrzeb inwestycyjnych w tej sieci. Ze względu na okres realizacji inwestycji za podstawowe dane w horyzoncie 2-letnim należy uznać informacje o nowych odbiorcach z wydanymi warunkami przyłączenia. Przyjęto założenie, że prognozowane zmiany zapotrzebowania na moc będą wynikały tylko z przyłączeń nowych odbiorców, zaś zmiany jakościowe w charakterze zapotrzebowania dotychczasowych odbiorców nie będą miały istotnego znaczenia. Przy określaniu zapotrzebowania na moc nowych odbiorców przewidziano wykorzystanie dostępnych profili obciążeń. Dysponując modelem bazowym, w kolejnym kroku – gdy istnieje duże prawdopodobieństwo realizacji przyłączenia w analizowanym horyzoncie czasu – do schematu sieci przypisać należy nowych odbiorców z wydanymi warunkami lub odbiorców ubiegających się o warunki przyłączenia do sieci. Następnie należy określić zapotrzebowanie na moc nowych odbiorców w godzinie odpowiadającej maksymalnemu obciążeniu stacji GPZ. Zapotrzebowanie odbiorców z V grupy przyłączeniowej (mieszkalnictwo – taryfa G, mniejsze przedsiębiorstwa handlowo-usługowe – taryfa C1x) można określić za pomocą profili zapotrzebowania lub innych dostępnych danych. Przypadki odbiorców z innych grup przyłączeniowych należy rozważać indywidualnie. Jeśli dostępne są pomiary większej liczby odbiorców o podobnej specyfice działalności, możliwe jest opracowanie nowego standardowego profilu zapotrzebowania. Przy wyznaczaniu prognozowanej mocy należy dokonać rozdziału obciążenia w jednakowym czasie dla wszystkich odbiorców przyłączonych do transformatora lub innego elementu sieci. Moc szczytową w dowolnym węźle uzyskuje się przez zsumowanie obciążeń poszczególnych odbiorców. Uproszczony schemat postępowania przedstawiono na rys. 2

Model bazowy

Zaktualizowane proﬁle obciążenia

Odbiorcy z wydanymi warunkami przyłączenia

Model prognozowany

Rys. 2. Schemat tworzenia modelu dla 2-letniego horyzontu prognozy

Prognozowane sumaryczne zapotrzebowanie na moc czynną można opisać zależnością: n

PH 2 = PB + ∑ PWP (4) i =1

gdzie: PH2 – sumaryczna prognozowana moc czynna na transformatorze w stacji GPZ, moc czynna odbiorców istniejących przyłączonych do transformatora w stacji GPZ, PWP – moc czynna n-tego odbiorcy z wydanymi warunkami przyłączenia. 4. Prognoza w horyzoncie 5- i 15-letnim W horyzoncie 5-letnim plany rozwoju mogą mieć bardziej ogólny charakter. Mogą być wyrażone w szacunkowych kwotach, które trzeba będzie ponieść na rozwój sieci, łącznej mocy transformatorów, łącznej długości linii, lokalizacji nowych GPZ. Parametry te mogą być wyznaczone wskaźnikowo na podstawie szacunkowego wzrostu zapotrzebowania na moc oraz znanych parametrów technicznych sieci. Horyzont 15-letni obarczony jest dużym stopniem niepewności w kontekście możliwego wzrostu zapotrzebowania na moc i energię. Sporządzone dla tego okresu prognozy mogą służyć do wyznaczenia wskaźników mówiących o globalnych potrzebach rozwoju w skali większego obszaru/regionu (np. obszar powiatu). Do sporządzenia prognoz zapotrzebowania szczytowego posłuży liniowy model ekonometryczny. Model ten sprowadzać się będzie do poszukiwania, na podstawie danych historycznych, zależności pomiędzy wielkością objaśnianą a wielkościami, które ją kształtują. Model ten można zapisać w postaci równania: PMSPGR = a0 + a1 ⋅ x1 + a2 ⋅ x2 +  + ak ⋅ xk + ε (5)

gdzie: PGPZ_GR – szczytowe zapotrzebowanie na moc czynną w GPZ lub grupie GPZ, x1... xk – zmienne objaśniające, a0... ak – parametry strukturalne modelu, k – liczba zmiennych objaśniających; ε – składnik losowy (zmienna wyrażająca łączny efekt czynników nieuwzględnionych w modelu, błędów wynikających z przyjęcia niewłaściwej postaci funkcji, błędów pomiaru). Zmienną objaśnianą w przyjętym modelu dla horyzontu 5-letniego będzie szczytowe obciążenie stacji GPZ, natomiast dla

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 53–57

horyzontu 15-letniego obciążenie szczytowe wybranej grupy GPZ. Dobór stacji GPZ realizowany jest w taki sposób, aby zasilani z nich odbiorcy zlokalizowani byli na obszarze jednego powiatu. Potencjalne zmienne objaśniające, będą stanowić prognozy ekonomiczne i demograficzne, wraz z danymi historycznymi o obciążeniu szczytowym GPZ. Spośród nich do budowy modelu zostaną wybrane zmienne, najlepiej spełniające poniższe kryteria: • obejmujące dostatecznie duży zakres czasowy, zarówno w zakresie danych historycznych, jak i w zakresie wartości prognozowanych • silnie skorelowane ze zmienną objaśnianą • nieskorelowane lub najwyżej wykazujące słabą korelację z pozostałymi zmiennymi objaśniającymi. Po dokonaniu wyboru zmiennych objaśniających należy wyznaczyć parametry strukturalne modelu (metodą najmniejszych kwadratów – SMK), a następnie przeprowadzić weryfikację merytoryczną i statystyczną poprawności konstrukcji modelu. Zweryfikowany model posłuży do sporządzenia wariantowej prognozy szczytowego zapotrzebowania na moc czynną GPZ (lub grupy GPZ), na podstawie dostępnych scenariuszowych prognoz zmiennych objaśniających bądź z wykorzystaniem prognozy przedziałowej, wykonanej na podstawie obliczonego średniego błędu prognozy ex-ante oraz założonego poziomu wiarygodności. Prognoza przedziałowa szczytowego zapotrzebowania na moc czynną w grupie GPZ może być wykonana zgodnie z wzorem:

(

)

* * * P PMSP − tα ⋅ VT < PMSP < PMSP + tα ⋅ VT = 1 − α GR GR GR

(6) gdzie: p*Gpzgr – prognoza punktowa szczytowego zapotrzebowania na moc czynną GPZ (lub grupy GPZ), VT – średni błąd prognozy ex-ante dla okresu T, ta – wartość statystyki

t-Studenta, przy założonym współczynniku ufności oraz n-k-1 stopni swobody, α – współczynnik istotności, n – wielkość serii dla danych historycznych, k – ilość zmiennych objaśniających, T – horyzont prognozy (n+5 lub n+15). W horyzoncie 5-letnim na podstawie informacji z planów zagospodarowania przestrzennego, kierunków rozwoju określonych w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego lub innych dokumentów planistycznych należy przeprowadzić dodatkową weryfikację wyznaczonych prognoz zapotrzebowania szczytowego. Dlatego przewidziano uzupełnienie danych prognostycznych na podstawie informacji pozyskanych od samorządów lokalnych. W tym celu należy przeprowadzić badanie kwestionariuszowe. Badanie to będzie miało na celu rozpoznanie i zestawienie w jednolitej formie potencjału wzrostu zapotrzebowania na moc na podstawie danych zawartych w projektach założeń i planów zaopatrzenia w media energetyczne, planach zagospodarowania przestrzennego, strategiach rozwoju oraz identyfikacji terenów dedykowanych do celów inwestycyjnych, mieszkaniowych itp. Z punktu widzenia zapotrzebowania na moc istotne znaczenie dla analizowanego obszaru będzie miało pozyskanie informacji o dostępności dla odbiorców alternatywnych nośników energii. Monitorowanie kierunków rozwoju terenów gminnych pozwoli na określenie obszarów wymagających szczegółowych analiz rozwoju sieci, przyczyni się do oszacowania wymaganych nakładów na rozbudowę i modernizację sieci. Dla 15-letniego horyzontu prognoza zapotrzebowania szczytowego na moc czynną dla pojedynczej stacji GPZ może być wykonana na bazie prognozy dotyczącej grupy GPZ oraz prognozy jego udziału w łącznym zapotrzebowaniu grupy. W tym celu dla okresu historycznego, prognozy 2-letniej oraz prognozy 5-letniej powinny

zostać wyznaczone udziały procentowe poszczególnych GPZ w łącznym zapotrzebowaniu na moc czynną grupy. Z udziałów tych tworzone są szeregi czasowe, których trendy zmian mogą być aproksymowane wybranymi funkcjami liniowymi lub nieliniowymi. Dobór funkcji trendu realizowany może być na podstawie kryterium najlepszego dopasowania do danych empirycznych, mierzonego współczynnikiem determinacji R2 oraz względnego błędu prognozy ex-ante, nieprzekraczającego 10%. Zgodnie z wybraną funkcją trendu na okres T = n + 15, można oszacować procentowe udziały poszczególnych GPZ w grupie. Oszacowane udziały oraz prognoza przedziałowa zapotrzebowania na moc grupy GPZ posłużyć może do określenia zapotrzebowania na moc czynną poszczególnych GPZ. 5. Wnioski końcowe Planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej, zapewniające dotrzymanie wymaganego poziomu niezawodności pracy, przy minimalizacji nakładów na rozbudowę, wymaga wykonania prognoz przyszłego zapotrzebowania na moc odbiorców końcowych przyłączonych do tej sieci. W proponowanej metodyce prognozowania zapotrzebowania szczytowego na moc zastosowano odmienne podejście ze względu na zróżnicowane horyzonty planowania oraz podjęto próbę uwzględniania lokalnych uwarunkowań oraz przewidywanych tendencji rozwojowych o charakterze społeczno-ekonomicznym, mających wpływ na obciążenie systemu dystrybucyjnego w przyszłości. Przedstawiona w artykule metodyka prognozowania zapotrzebowania szczytowego na moc w węzłach sieci dystrybucyjnej stanowiła podstawę do opracowania w Instytucie Energetyki Oddział Gdańsk narzędzia informatycznego pod nazwą WPM (węzłowa prognoza na moc), służącego optymalizacji planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej.

Jarosław G. Korpikiewicz

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: j.korpikiewicz@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, kierunku automatyka (2002). Zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: usługi systemowe i regulacyjne, problematykę pracy systemu elektroenergetycznego, automatykę elektrowni i SEE oraz zastosowanie odnawialnych źródeł energii. Doktorant Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej.

Leszek Bronk

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: l.bronk@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, kierunku elektrotechnika. Od 2000 roku zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Zawodowo zajmuje się problematyką rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz zagadnieniami powiązanymi z energetyką.

Rafał Magulski

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: r.magulski@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Zarządzania i Ekonomii na kierunku zarządzanie i marketing (1998). Zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Jego zawodowe zainteresowania obejmują problematykę funkcjonowania rynku w sektorze elektroenergetyki i studia przedprojektowe dotyczące rozwoju systemów energetycznych.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 61–65

Methodology of Using Ancillary Services Provided by Distributed Generation for Planning and Development of MV Network Processes Authors Jarosław G. Korpikiewicz Leszek Bronk Tomasz Pakulski

Keywords ancillary service, distributed generation, MV network

Abstract The paper presents a procedure for identyfying the potential of ancillary services provided by distributed generation for DSO needs, including technical and economic aspects. Services are an alternative to the traditional network modernization, carried out in order to enhance grid reliability by eliminating identified threats. Technical capabilities using ancillary services provided by generation resources in an MV grid and pricing principles were proposed in this paper.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014206

1. Introduction The main activity of a system operator is supplying electricity to final consumers in a reliable manner and ensuring all required quality parameters. Ensuring security of supply should be carried out at the lovest possible cost and utilise environment-friendly technologies. Maintaining reliable grid operation may involve upgrade of network elements, construction of new power line, installation of transformers, application of appropriate equipment for regulation and compensation of distortions, e.g. capacitor, shunt reactors, SVC, STATCOM. An alternative opportunity to improve grid operations may be provided by technical capabilities of generating sources in the form of ancillary services, i.e. power control, voltage control, island operation or fault ride-through.

2. Determining regulation capabilities Evaluation of technical capabilities of individual distributed generation sources reveals that they have considerable potential for supporting power grid operations by providing ancillary services. Settings for control systems of generating sources which provide ancillary services may be found upon technical studies. The scope of such studies depends on the grid area, electrical parameters of a plant, demand pattern and character of consumers. In order to estimate required regulation capabilities it is necessary to carry out static and dynamic analyses of a previously built MV grid model which reflects current grid topology and load patterns. Each analysis requires development of an MV grid model and equivalent of external grid to reflect static and dynamic behaviour of a reduced grid area. Before the model development starts, it is necessary to:

• identify existing and/or future threats for operation of the MV grid at investigated area • select an ancillary service whose implementation is considered for investigated source at a specific point of the grid • define modelled grid area (MV grid structure location of the investigated source, presence of other generating sources, intermittent consumers etc.).

3. Procedure for identification of ancillary services potential The procedure is an algorithm to be followed by a DSO in order to determine technical and financial feasibility of utilising ancillary services from a specific source located at a specific grid point, where threats to operating security and reliability occur or may occur. It shall be performed every time, when: • application for connection conditions of a new generator to the MV grid or for update of previously issued conditions is submitted • development plans for MV grid are created • voltage or overload problems in the MV grid are identified. The procedure involves identification of problems in MV grid operation through: • constructing MV grid models reflecting investigated period of time • performing power flow analysis which enable identification of potential problems in MV grid operation. In case problems are identified, following steps are taken: • time [h/yr] during which MV grid is unable to meet supply 61

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 61–65

•

quality requirements and/or operating safety requirements is evaluated DSO’s requirements concerning availability and control ranges of sources which would allow eliminating problems identified in the MV grid are specified ability to meet such requirements by existing/potential sources is evaluated and demand for ancillary services from sources in MV grid is estimated, together with preliminary estimation of cost of providing those services alternative actions of an DSO leading to elimination of identified problems in the MV grid are identified, together with relevant cost estimation cost of acquiring ancillary services from generators is compared to the cost of conventional grid upgrade.

4. Identification of threats to the MV grid operation 4.1. Grid topology Identification of the threats to grid operation is assumed to be performed by developing models which reflect topology of investigated area of the MV grid and power demand of energy consumers within specified time frame. In the case of seasonal changes in MV grid topology, they are addressed by differentiating models, e.g. for summer and winter. The same principle applies to frequent and/or prolonged changes of distribution points resulting from grid operating conditions. Grid topology should take into account grid investment projects determined for the investigated period. Loads and generation connected to the LV grid are represented at MV/LV nodes, and so are the consumers connected directly to the MV grid.

4.2. Consumers’ power demand The model of active power demand of the consumers is created upon a power prediction system NPF (Node Power Forecast) developed by the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. Functionalities of the programme enable forecasting demand at MV/LV grid nodes up to five years ahead, i.e. within time frame used for planning MV grid development by DSOs. Load forecasts for individual nodes are based on information including: • historical data from MV systems, including actual load values on stations • historical data, as well as macroeconomic and demographic forecasts for specific regions, voivodeships or districts of Poland • trends of new consumer connection dynamics • data from the Central Statistical Office • information concerning development potential presented in strategic and planning documents on a local and national level1. Reactive power demand (q) is determined using Q/P factor as

Fig. 1 Example relation between a Q/P factor and active power demand for three selected HV/MV power stations during summer (left) and winter (right)

a function of the active power demand, which may have different character for each HV/MV power station. Example relations are shown in Fig. 1.

4.3. Generation Generation connected to the LV grid is modelled using sets of renewable energy sources installed at statistical individual consumer. Such a set includes photovoltaic panels and/or wind turbines. Output of individual devices and composition of a set are determined according to the development potential of individual generation types within an investigated grid area. Assigning renewable energy sources to specific consumers enables aggregation of generation in MV/LV nodes, and therefore performing analysis of MV grid operation at different levels of microgeneration. Analyses are based on maximum achievable power output of distributed generation sources installed at the investigated MV grid area. Power output value is corrected with an assumed household index2. Total capacity of installed distributed generation sets within the country is equal to the values specified in the strategic governmental documents3.

4.4. Preliminary simulation of grid operating conditions Power flow analysis is aimed at identifying potential cases of grid component overload, exceeding permissible voltage levels or

Local spatial development plans, drafts of assumptions for electricity, heat and gas supply plans etc. The index specifies percentage of consumers with microgeneration sources at the investigated area. 3 “National Action Plan for Renewable Energy”. 2

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 61–65

lowering power quality indicators. If threats to security and reliability of grid operation are identified, steps presented in Chapter 5 are subsequently performed.

5. Elimination of threats to grid operation with traditional methods and with ancillary services 5.1. Specifying duration of periods when MV grid might not comply with supply quality and/or operating security requirements Duration of threats is determined upon historical load profiles based on data from the SCADA system and five-year load variation forecasts created for individual grid nodes.

5.2. Specifying DSO’s requirements concerning availability and regulation ranges allowing elimination of MV grid problems If a change of active or reactive power supplied to the grid by the investigated source(s) connected to the MV grid enables elimination of identified threats, then power flow analyses are used to specify the required scope of such changes. Calculations take into account changes of active and/or reactive power in reference to a standard operating profile and lead to determining the influence of such changes on MV line loads or voltage levels. Moreover, energy volume generated or not generated by the source due to deviation from the standard generation schedule is estimated. This estimation is based on deviations obtained with distribution analyses and estimated time during which threats to the grid operation might occur.

Plant type

5.3. Evaluation of possibility of fulfilling DSO’s requirements by existing/potential sources. Evaluation of ancillary services demand and preliminary estimation of their cost It should be estimated whether sources connected/to be connected are able to supply required control ranges, by analysing the technology, type of source and actual control ranges. Then the cost of providing ancillary service is estimated upon cost components determined for specific distributed generation types presented in Section 6.

5.4. Determining conventional DSO actions eliminating identified problems in MV grids. Estimation of solution implementation cost Traditional methods of threat elimination are analysed. These involve: • utilisation of existing assets (changing transformer taps, connecting or disconnecting capacitors and/or reactors etc.) • grid investment in power system (change of power lines diameters, grid topology etc.) • If the presented actions bring desirable results, the cost of their implementation is determined.

6. Rules for recognising cost of procurement of ancillary services by DSO as justified costs of business activity Preliminary estimation of cost of providing ancillary services is one of the elements of the process of identifying possibilities of utilising distributed generation in MV distribution grid

Type of ancillary service

Technology Active power control

Reactive power control

Island operation

Synchronous generator (converter connection)

Yes

Asynchronous generator

Pitch control

Yes

Stall control

DFIG double-fed generator

Yes

Agricultural biogas plants

Synchronous generator

Yes

Sewage biogas plants

Synchronous generator

Yes

Landfill gas plants

Synchronous generator

Yes, limited

Asynchronous generator

Synchronous generator

Yes

Yes/Yes, limited

Yes

Synchronous generator

Yes

Asynchronous generator

Wind power plants

CHP

Hydroelectric plants

Tab. 1. Capabilities of providing ancillary services by distributed generation types

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 61–65

development procedures. Identified costs may be a basis for offers submitted by generators and for evaluation of proposed ancillary service prices by a DSO and the President of the Energy Regulatory Office. It is assumed that only cost components directly related to providing services are to be used for determining the cost of providing such services. The cost of services may be divided into: • fixed cost, resulting from investment cost attributable to adaptation of existing power plant infrastructure for regulatory needs, depending on the type of service provided and technical condition of the plant • variable cost, directly attributable to physical execution of ancillary services. These are determined upon lost profits related to operation of a power plant at non-optimal conditions, which cause deterioration of generation efficiency, reduction of electricity sales revenues and loss of other income, e.g. energy certificates • additional variable costs, also in the case of heat sales to consumers • additional operating and maintenance costs attributable to plant operation at off-design point, leading to shortened equipment lifetime and shortened times between maintenance.

6.1. Financial analysis of alternative variants A system operator may choose alternate solutions which guarantee reliable energy supplies to consumers: grid investments or utilisation of ancillary services from distributed generation. Selection of an optimal solution mainly depends on the results of financial projections for both variants of threat elimination. Justified cost of ancillary service procurement must fulfil the following condition: KU ≥ KCW where: KU – cost resulting from avoiding traditional methods for eliminating grid threats KCW – discounted multi-year total cost of ancillary services provided by distributed generation.

7. Technical capabilities of providing ancillary services by sources connected to the MV grid Technical capabilities of providing individual ancillary services by identified distributed generation plants connected to the MV grid are characterised in Tab. 1.

8. Final conclusions Intensive development of distributed generation, based on both conventional and renewable energy sources, is observed in Poland. Planned changes in RES funding will boost the increase of capacity installed in distributed generation connected to MV and LV grids. This will require additional grid investments in order to guarantee reliability of energy supply. Reason for taking into account ancillary services utilisation by a DSO when planning and carrying out grid development are benefits to the operator, i.e. limiting grid losses, improvement of reliability indexes (SAIDI, SAIFI etc.) and related avoided compensations for consumers and improved power quality. the Ability to utilise distributed generation for regulation is an alternative for traditional grid upgrades carried out by a DSO in order to increase grid operation reliability, as it is done today. Evaluation of technical capabilities of individual distributed generation sources reveals that they have considerable potential for supporting power grid operations by providing ancillary services. Individual sources may display various disadvantages preventing them from providing certain services, however proper aggregation of such sources and implementation of appropriate control algorithms would enable reducing or totally eliminating results of such disadvantages. In many cases providing ancillary services by distributed generation sources will require investments to adapting existing infrastructure for regulatory needs and taking into account costs directly caused by physically providing services at various plant types. The ancillary service procurement cost should be considered justified, if it is lower than the alternative cost which would be incurred by a DSO because of its duties.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 61–65

Jarosław G. Korpikiewicz Institute of Power Engineering, Gdańsk Division | Gdańsk University of Technology e-mail: j.korpikiewicz@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology, field of study: control engineering (2002). Works as a Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development at the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. His professional interest includes ancillary services, issues of power system operation, automation systems of power plants and power system and application of renewable energy sources. PhD student at the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology.

Leszek Bronk Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: l.bronk@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology, field of study: electrical engineering. Since 2000 employed as a Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development, Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. His work focuses on development of renewable energy sources and other issues related to power industry.

Tomasz Pakulski Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: t.pakulski@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology, field of study: electrical engineering (2005). Works as a Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development, Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. His professional interest includes: operation of the power system and development of conventional and renewable energy sources.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 61–65

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 61–65. When referring to the article please refer to the original text. PL

Metodyka wykorzystania usług regulacyjnych świadczonych przez generację rozproszoną przy planowaniu rozwoju sieci sn Autorzy

Jarosław G. Korpikiewicz Leszek Bronk Tomasz Pakulski

Słowa kluczowe

usługa regulacyjna, generacja rozproszona, SN

Streszczenie

Autorzy artykułu prezentują procedurę identyfikacji potencjalnych możliwości wykorzystania usług regulacyjnych, świadczonych przez konwencjonalne oraz odnawialne źródła wytwórcze przy planowaniu rozwoju sieci SN, przez operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD). Przedstawiono sposób traktowania usług regulacyjnych jako alternatywę dla realizacji tradycyjnej modernizacji sieci dystrybucyjnej. Określono składniki kosztów oraz możliwości techniczne świadczenia usług regulacyjnych przez źródła przyłączone do sieci SN.

1. Wstęp Podstawową działalnością operatora systemu jest dostawa energii elektrycznej do odbiorcy końcowego w sposób niezawodny, przy dotrzymaniu wymaganych parametrów jakości. Zapewnienie bezpieczeństwa dostaw powinno odbywać się przy możliwie najniższych kosztach oraz przy zastosowaniu technologii przyjaznych ekologicznie. Utrzymanie niezawodnej pracy sieci może wiązać się z modernizacją elementów sieciowych, budową nowych odcinków linii, instalacją transformatorów, zastosowaniem odpowiednich urządzeń regulacyjnych i urządzeń kompensujących zaburzenia w sieci, m.in. baterie kondensatorów, dławiki, układy SVC, STATCOM. Alternatywnym podejściem do poprawy pracy sieci może być wykorzystanie technicznych możliwości źródeł przyłączonych do sieci w postaci świadczonych przez nie usług regulacyjnych, tj. regulacji mocy, napięcia, pracy wyspowej czy zdolności do pracy w warunkach zakłóceniowych. 2. Określenie zdolności regulacyjnych Ocena możliwości technicznych poszczególnych źródeł generacji rozproszonej wskazuje na znaczny potencjał wspomagania pracy systemu elektroenergetycznego poprzez świadczenie przez nie usług regulacyjnych. Określenie nastaw dla układów regulacji źródeł wytwórczych, świadczących usługi regulacyjne, wymaga przeprowadzenia prac studialnych, których zakres jest uzależniony od obszaru sieci, parametrów elektrycznych instalacji, rozkładu zapotrzebowania oraz charakteru odbiorów. Do oszacowania wymaganych zdolności regulacyjnych konieczne jest przeprowadzenie analiz statycznych oraz dynamicznych na uprzednio przygotowanym modelu sieci SN, uwzględniającym aktualną topologię sieci oraz zmienność obciążeń. Każda analiza wymaga opracowania modelu sieci SN oraz ekwiwalentu sieci zewnętrznej, odwzorowującego statyczne oraz dynamiczne zachowanie redukowanego obszaru sieci. Przed przystąpieniem do opracowania modelu należy:

• zidentyfikować istniejące i/lub przyszłe zagrożenia dla pracy sieci SN w danym obszarze • wskazać usługę regulacyjną rozważaną do zastosowania dla danego źródła w danym punkcie sieci • zdefiniować modelowany obszar sieci (struktura sieci SN, lokalizacja analizowanego źródła, występowanie innych źródeł generacyjnych, niespokojnych odbiorów itp.). 3. Procedura identyfikacji możliwości wykorzystania usług regulacyjnych Procedura stanowi algorytm postępowania OSD w celu określenia technicznej i finansowej wykonalności wykorzystania usług regulacyjnych z konkretnego źródła zlokalizowanego w określonym punkcie sieci, w którym występują lub mogą wystąpić zakłócenia bezpieczeństwa i niezawodności pracy. Wykonywana jest każdorazowo w przypadku: • wystąpienia o wydanie warunków przyłączenia nowego wytwórcy do sieci SN lub zmianę wcześniej wydanych warunków • sporządzania planów rozwoju sieci SN • zgłoszenia/stwierdzenia problemów napięciowych lub przeciążeniowych w sieci SN. Procedura zakłada identyfikację problemów pracy sieci SN poprzez: • budowę modeli sieci SN odpowiadającą rozpatrywanemu horyzontowi czasu • wykonanie obliczeń rozpływowych umożliwiających identyfikację potencjalnych problemów w pracy sieci SN. W przypadku stwierdzenia problemów dokonuje się: • oceny czasu [h/rok], przez który sieć SN może nie spełniać wymogów jakości dostaw i/lub bezpieczeństwa pracy • określenia wymagań ze strony OSD w stosunku do dyspozycyjności i zakresu regulacji źródeł, niwelujących zidentyfikowane problemy w sieci SN • oceny możliwości spełnienia wymagań przez istniejące/potencjalne źródła oraz oszacowania zapotrzebowania na usługi

regulacyjne ze źródeł w sieci SN wraz ze wstępną wyceną kosztów ich świadczenia • określenia alternatywnych działań OSD, niwelujących zidentyfikowane problemy w sieciach SN wraz z oszacowaniem kosztów rozwiązań alternatywnych • porównania kosztów świadczenia usług regulacyjnych przez wytwórców z kosztami konwencjonalnej modernizacji sieci. 4. Identyfikacja zagrożeń pracy sieci SN 4.1. Topologia sieci W celu identyfikacji zagrożeń pracy sieci zakłada się opracowanie modeli odwzorowujących topologię badanego obszaru sieci SN oraz zapotrzebowanie na moc odbiorców energii w danym horyzoncie czasowym. W przypadku występowania sezonowych zmian topologii sieci SN uwzględnia się je, różnicując modele, np. lato, zima. Dotyczy to również częstych i/lub długotrwałych zmian punktów podziału wynikających z warunków pracy sieci. Topologia sieci powinna uwzględniać zdeterminowane w badanym horyzoncie czasowym inwestycje sieciowe. Obciążenie oraz generacja przyłączona do sieci nn jest reprezentowana w węzłach sieci SN/nn, podobnie jak odbiorcy przyłączeni bezpośrednio do sieci SN. 4.2. Zapotrzebowanie odbiorców na moc Model zapotrzebowania na moc czynną odbiorców jest tworzony na podstawie opracowanego w Instytucie Energetyki Oddział Gdańsk systemu predykcji mocy WPM (węzłowa prognoza mocy). Program umożliwia m.in. wykonywanie prognoz zapotrzebowania w węzłach sieci SN/nn w horyzoncie pięcioletnim, tj. odpowiadającym okresowi planowania rozwoju sieci SN przez operatorów OSD. Prognozy mocy w poszczególnych węzłach sieci są wykonywane na podstawie informacji obejmujących m.in: • dane historyczne z systemów informatycznych, opisujące rzeczywiste wartości obciążeń stacji • dane historyczne i prognozy makroekonomiczne oraz demograficzne sporządzane

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 61–65

5.2. Określenie wymagań ze strony OSD w stosunku do dyspozycyjności i zakresu regulacji źródeł niwelujących problemy w sieciach SN Jeżeli zmiana mocy czynnej lub biernej, oddawanej do sieci przez analizowane źródło/źródła przyłączone do sieci SN, pozwala na likwidację zidentyfikowanych zagrożeń, na podstawie analiz rozpływowych określa się wymagany zakres tych zmian. W obliczeniach uwzględnia się zmianę mocy czynnej i/lub biernej w stosunku do standardowego profilu pracy oraz określa się wpływ zmian na wielkość obciążeń linii SN i/lub poziomy napięć. Ponadto oszacowuje się wolumen energii, którą źródło wytworzy/ nie wytworzy na skutek odchylenia standardowego grafiku generacji. Podstawą szacowania jest odchylenie od grafiku wynikające z analiz rozpływowych oraz szacunkowy czas, którym mogą występować zagrożenia w pracy sieci.

Rys. 1. Przykładowa zależność współczynnika Q/P w funkcji mocy czynnej dla trzech wybranych GPZ w sezonie letnim (po lewej stronie) oraz zimowym (po prawej stronie)

dla poszczególnych regionów, województw czy powiatów Polski • trendy dynamiki zmian przyłączeń nowych odbiorców • dane z Głównego Urzędu Statystycznego • informacje o potencjale rozwoju przedstawiane w dokumentach strategicznych i planistycznych poziomu lokalnego oraz krajowego1. Zapotrzebowanie na moc bierną (Q) jest określane na podstawie zależności współczynnika Q/P w funkcji zapotrzebowania na moc czynną, które dla poszczególnych głównych punktów zasilających (GPZ) mogą mieć różny charakter. Przykładowe zależności przedstawiono na rys. 1. 4.3. Generacja Generacja przyłączona do sieci nn jest modelowana na podstawie zestawów odnawialnych źródeł energii, instalowanych u statystycznego odbiorcy indywidualnego. W skład zestawu wchodzą panele fotowoltaiczne i/lub turbiny wiatrowe. Jednostkowe moce urządzeń oraz skład zestawu są określane w zależności od potencjału rozwoju poszczególnych typów generacji na określonym obszarze sieci. Przypisanie źródła energii odnawialnej do konkretnego odbiorcy pozwoli na zagregowanie generacji w stacjach SN/nn, a w konsekwencji przeprowadzenie analiz warunków pracy sieci SN przy różnych poziomach nasycenia mikrogeneracji. 1 2

Do analiz przyjmowana jest maksymalna możliwa moc oddawana do sieci przez źródła generacji rozproszonej zainstalowane na danym obszarze sieci SN. Wielkość mocy jest skorygowana o przyjęty wskaźnik udziału gospodarstw domowych2. Całkowita moc zainstalowanych zestawów generacji rozproszonej na terenie kraju odpowiada wartościom określonym w strategicznych dokumentach rządowych3. 4.4. Wstępna symulacja warunków pracy sieci Obliczenia rozpływowe mają na celu identyfikację możliwości wystąpienia przeciążeń elementów sieci, przekroczeń dopuszczalnych poziomów napięć czy obniżenia wskaźników jakości energii. W przypadku stwierdzenia zagrożeń dla bezpieczeństwa i niezawodności pracy sieci wykonywane są działania przedstawione w rozdziale 5. 5. Likwidacja zagrożeń pracy sieci przy użyciu metod tradycyjnych oraz przy wykorzystaniu usług regulacyjnych 5.1. Określenie czasu, przez który sieć SN może nie spełniać wymogów jakości dostaw i/lub bezpieczeństwa pracy Na podstawie historycznych profili obciążeń utworzonych z wykorzystaniem danych z systemu SCADA oraz wyznaczonych w horyzoncie pięcioletnim zmian obciążeń w poszczególnych węzłach sieci określa się czas trwania zagrożeń.

5.3. Ocena możliwości spełnienia wymagań OSD przez istniejące/potencjalne źródła. Oszacowanie zapotrzebowania na usługi regulacyjne i wstępna wycena kosztów ich świadczenia Ocenia się, czy przyłączone/przyłączane źródła są w stanie dostarczyć wymaganego zakresu regulacji z uwzględnieniem technologii, typu źródeł i rzeczywistych zakresów regulacji. Wówczas szacowane są koszty świadczenia usługi, wykorzystując składniki kosztów określone dla poszczególnych typów generacji rozproszonej, przedstawione w rozdziale 6. 5.4. Określenie konwencjonalnych działań OSD, niwelujących zidentyfikowane problemy w sieciach SN. Oszacowanie kosztów wdrożenia rozwiązań Analizuje się tradycyjne metody likwidacji zagrożeń pracy sieci uwzględniające: • wykorzystanie istniejących środków (zmiana zaczepów transformatorów, liczby załączonych kondensatorów i/lub dławików itp.) • wykonanie inwestycji sieciowych (zmiana przekrojów przewodów, topologii sieci itp.). Jeśli przedstawione działania przynoszą pożądane rezultaty, określa się koszt ich wdrożenia. 6. Zasady uznawania kosztów zakupu usług regulacyjnych przez osd jako uzasadnionych kosztów prowadzenia działalnoścI Wstępny szacunek kosztów świadczenia usług jest jednym z elementów procesu identyfikacji możliwości wykorzystania źródeł rozproszonych w procedurach planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej SN. Zidentyfikowane koszty mogą stanowić podstawę do składania ofert przez wytwórców oraz do oceny proponowanych cen usług regulacyjnych przez OSD oraz przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Przy określaniu kosztów świadczenia usług przez wytwórców zakłada się uwzględnienie wyłącznie składników kosztów, bezpośrednio związanych ze świadczeniem usługi. Koszty świadczenia usług możemy podzielić na:

Plany zagospodarowania przestrzennego, projekty założeń do planu zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe itp. Wskaźnik określa procentowo liczbę odbiorców na danym obszarze sieci wyposażonych w źródła mikrogeneracji. plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych”.

3 „Krajowy

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 61–65

Rodzaj usługi regulacyjnej Typ elektrowni

Technologia

Regulacja mocy czynnej

Regulacja mocy biernej

Praca wyspowa

Tak

Pitch control

Tak

Nie

Stall control

Nie

Generator asynchroniczny, dwustronnie zasilany typu DFIG

Tak

Biogazownie rolnicze

Generator synchroniczny

Tak

Biogazownie przy oczyszczalniach ścieków

Generator synchroniczny

Tak

Generator synchroniczny

Tak ograniczona

Generator asynchroniczny

Nie

Generator synchroniczny

Tak

Tak/ Tak ograniczona

Tak

Generator synchroniczny

Tak

Generator asynchroniczny

Nie

Generator synchroniczny (połączenie przez przekształtnik)

Elektrownie wiatrowe

Biogazownie składowiskowe

CHP

Elektrownie wodne

Generator asynchroniczny klatkowy

Tab. 1. Możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez poszczególne typy źródeł generacji rozproszonej

• stałe, wynikające z nakładów inwestycyjnych związanych z dostosowaniem istniejącej infrastruktury elektrowni do potrzeb regulacyjnych, zależne od rodzaju świadczonej usługi oraz stanu technicznego elektrowni • zmienne, związane bezpośrednio z fizycznym świadczeniem usług regulacyjnych. Określone są przez korzyści utracone, związane z pracą elektrowni w nieoptymalnych warunkach powodujących pogorszenie sprawności wytwarzania, skutkujące zmniejszeniem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz innych utraconych przychodów, np. certyfikatów • dodatkowe koszty zmienne, również w przypadku sprzedaży ciepła do odbiorców • dodatkowe koszty eksploatacyjne wynikające z pracy źródła w warunkach innych od nominalnych, powodujące skrócenie okresu eksploatacji urządzeń oraz konieczność zwiększenia intensywności prac konserwacyjno-remontowych, wykonywanych w obiektach. 6.1. Analiza finansowa alternatywnych wariantów Operator systemu ma możliwość wyboru alternatywnych rozwiązań, gwarantujących niezawodne dostawy energii do odbiorców w postaci realizacji inwestycji sieciowej lub wykorzystania usługi regulacyjnej ze źródła rozproszonego. Wybór optymalnego rozwiązania jest w znacznej mierze uzależniony od wyników projekcji finansowej obydwu wariantów likwidacji zagrożeń.

Koszty uzasadnione zakupu usług regulacyjnych muszą spełniać warunek: KU ³ ≥ KCW gdzie: KU – koszty wynikające z uniknięcia tradycyjnych metod likwidacji zagrożeń pracy sieci, KCW – zdyskontowane z wielolecia całkowite koszty świadczenia usług przez wytwórcę. 7. Możliwości techniczne świadczenia usług regulacyjnych przez źródła przyłączone do sieci SN Możliwości techniczne świadczenia poszczególnych usług regulacyjnych przez zidentyfikowane źródła generacji rozproszonej, przyłączone do sieci SN, scharakteryzowano w tab. 1. 8. Wnioski końcowe Obecnie obserwowany jest w Polsce intensywny rozwój generacji rozproszonej z wykorzystaniem konwencjonalnych, jak i odnawialnych źródeł wytwórczych. Planowane zmiany sposobu finansowania OZE przyczynią się do wzrostu mocy zainstalowanej źródeł rozproszonych w sieciach SN oraz nn. Wymusi to konieczność realizacji dodatkowych inwestycji sieciowych w celu zagwarantowania niezawodności dostaw energii. Podstawą do wykorzystania przez OSD usług regulacyjnych, przy prowadzeniu i planowaniu rozwoju sieci, są odnoszone przez niego korzyści, tj. ograniczenie strat sieciowych, poprawa wskaźników niezawodności

dostaw energii (SAIDI, SAIFI itp.) i związane z tym uniknięte koszty rekompensat dla odbiorców, poprawa jakości energii. Możliwość wykorzystania generacji rozproszonej w celach regulacyjnych stanowi alternatywę dla realizacji obecnie stosowanej, tradycyjnej modernizacji sieci, wykonywanej przez OSD w celu zwiększenia niezawodności pracy sieci. Ocena możliwości technicznych poszczególnych źródeł generacji rozproszonej wskazuje na znaczny potencjał wspomagania pracy systemu elektroenergetycznego poprzez świadczenie przez nie usług regulacyjnych. Pojedyncze źródła mogą posiadać różne wady uniemożliwiające wykorzystanie ich w niektórych usługach, jednak odpowiednie ich zagregowanie oraz implementacja odpowiednich algorytmów sterowania pozwalają zmniejszyć lub całkowicie zniwelować te wady. Świadczenie usług regulacyjnych przez źródła generacji rozproszonej wymagać będzie w wielu przypadkach nakładów inwestycyjnych, związanych z dostosowaniem istniejącej infrastruktury do potrzeb regulacyjnych, oraz uwzględnienia kosztów związanych bezpośrednio z fizycznym świadczeniem usług przez poszczególne typy źródeł. Za uzasadniony poziom opłat za zakup usług należy uznać koszt, niższy od alternatywnych kosztów, które ponosiłby OSD w związku z prowadzoną działalnością operatorską.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 61–65

Jarosław G. Korpikiewicz

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk | Politechnika Gdańska e-mail: j.korpikiewicz@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, kierunek automatyka (2002). Zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: usługi systemowe i regulacyjne, problematykę pracy systemu elektroenergetycznego, automatykę elektrowni i SEE oraz zastosowanie odnawialnych źródeł energii. Doktorant Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej.

Leszek Bronk

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: l.bronk@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, kierunek elektrotechnika. Od 2000 roku zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Zawodowo zajmuje się problematyką rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz zagadnieniami powiązanymi z energetyką.

Tomasz Pakulski

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: t.pakulski@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, kierunek elektrotechnika (2005). Zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: problematykę pracy systemu elektroenergetycznego oraz rozwoju klasycznych i odnawialnych źródeł energii.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 70–74

Capabilities Deliver Ancillary Services Provided by Decentralized Energy Generation

Authors Jarosław G. Korpikiewicz Leszek Bronk Tomasz Pakulski

Keywords decentralized energy generation, ancillary service, DSO

Abstract The article proposed definitions of regulatory services that can be provided by a local energy source. Shows a review of manufacturing technology including the ability to regulate these sources and assess the potential changes in demand DSO standard conditions sources. The Document presents the DSO’s benefits resulting from the implementation of these services. The use of regulatory services will allow the potential of distributed generation to improve the performance of the network, the creation of a decentralized model of services and enable growth RES connecting to the network.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014207

1. Ancillary services 1.1. Definition of ancillary services Ancillary service shall be understood as a capability to operate at certain conditions or an action performed by a generator on DSO’s order, consisting of: • change of a base daily profile of active power supplied to the grid • change of reactive power consumed from/fed into the grid in reference to the conditions specified in the grid connection agreement and distribution services agreement. Base daily pattern of active power supplied to the grid shall be understood as electricity generation resulting from signed electricity/heat sales contracts or availability of renewable resources. Such a service is carried out by a Generating Unit (GU) for the DSO at a fee, except for situations when it would pose a disturbance to the power system. Tab. 1 below defines categories of ancillary services. Classification is based on the aim of services, implementation method and grid parameters control. Controllable items are changes of active power P, reactive power Q and reduction of short-circuit current Isc. Measured values are voltage U and frequency f .

1.2. Active power change on DSO’s demand This service category covers changes of active power supplied by Distributed Generation in reference to the value resulting from availability of primary energy (e.g. wind farm or PV) or planned

Service category

U control

Active power change on DSO’s demand

Frequency control

Reactive power change on DSO’s demand

Ability to operate at disturbed conditions

Operation in isolated circuits

f control

Tab. 1. Connection between service categories and grid parameters

operating schedule (e.g. CHP). Services related to frequency control are separated from this category.

1.3. Reactive power change on DSO’s demand Currently the capability of reactive power generation at DG is not used. According to the grid connection conditions, DG usually ensures a constant power factor at the grid connection point. The service concerns reactive power generation according to the needs of the grid, within capabilities of Generating Units (GUs). It is used to control U or compensate Q.

1 Only in the case of voltage control service, when change of reactive power proves insufficient, and change of active power enables further control.

2 Only in the case of voltage controls service, in the case of other services U control within a permissible band, depending on grid interconnection point.

ISC

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 70–74

1.4. Frequency control This service concerns active power regulation according to the frequency. In the best case this allows following static characteristic of synchronous generators, i.e. power increase at frequency drop and power reduction at frequency increase. Not all types of DG permit frequency control within the entire band. For this reason several services are separated.

1.5. Ability to operate at disturbed conditions FRT (fault ride-through)3 Sources connected to the MV grid are automatically disconnected in case they cause disturbances4. LVRT and ZVRT automation systems5 allow a power plant to operate for a certain time under low voltage conditions. The ability to ride through distortion conditions may facilitate power grid control by the operator. Advisability of using LVRT/ZVRT option will depend on the grid connection point (different power grid property in the each node e.g. curve U = f(P,Q) ) and DG’s ability to supply power under such conditions. Additional benefits to the operator include reduced breaks in power supply, and keeping part of generation without LVRT/ZVRT capability Type of Generating Unit

Grid interconnection method

Technical limitations

Converter

Wind farms (Wind)

Doubly-Fed Generator

Depending on weather conditions. Max active power depends on wind speed. Operation below possibility actual power

Asynchronous generator

Solar power plants (PV)

Hydroelectric plants

Converter

Synchronous generator Asynchronous generator

Depending on weather conditions. Max active power depends on luminous intensity Operation below possibility actual power

in operation during a distortion. Moreover, the ability to supply reactive and/or active power in such conditions enables reducing the impact of distortions on customers located far from sources. 1. After storage capability has been exhausted, the source may still provide this service with output reduction 2. Service provided only by sources which do not have obligatory operating conditions depending on frequency specified in their interconnection conditions and for which such an obligation is not imposed by the grid code. Such sources must be equipped with automation systems providing such functionality.

1.6. Operation in isolated circuits The key service within this category is the island operation. Its application improves power supply reliability for some consumers. This allows improving SADI/SAFI values. The process of island creation (isolation) and deletion (reconnection) must be performed by the DSO using infrastructure equipped with remotely controlled connectors. In the case of island operation, both active power and voltage must be controlled at the same time. In such a mode both autonomous and P control ability

Q control ability

Island operation

FRT

Possible with pitch control or active stall control Additionally operation below possibility actual power – converter (fast regulation)

Depending on converter’s capabilities

Possible. Special converter design required

Possible with pitch control or active stall control

Depending on permissible operating band

Possible with appropriate converter control

Possible. Special converter design required

Possible with pitch control or active stall control

–

Capability to operate below possibility actual power – converter

Restrictions imposed by water utilisation permit, type of operation (reservoir, run-of-the-river, cascade), river characteristic

Possible with pitch control, guide vane control or sluice gate control

–

Depending on converter’s capabilities

Possible. Special converter design required

Depending on SG circle diagram

Possible with synchroniser allowing for island operation

Limited

–

CHP

Synchronous generator

Resulting from heat demand pattern and heat storage capabilities

Possible with steam inlet flow control

Depending on SG circle diagram

Possible with synchroniser allowing for island operation

Limited

CHP – Biogas plant (bio)

Synchronous generator

Resulting from gas generation pattern and heat storage capabilities

Possible with steam inlet flow control

Depending on SG circle diagram

Possible with synchroniser allowing for island operation

Limited

Engine-generator units

Synchronous generator

Technical limitations of the engine

Fuel injection control

Depending on SG circle diagram

YES

Limited

Tab. 2. Capabilities of providing ancillary services by DG 3 Fault ride through – ability to maintain operation at distorted conditions (LVRT – at low grid voltage, ZVRT – at zero grid voltage). 4 Distribution Grid Code does not specify relevant requirements.

5 LV – Low Voltage, ZV – Zero Voltage, RT – Ride Trough, i.e. ability to maintain operation at distorted conditions.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 70–74

parallel operation is possible. In case of autonomous operation of a generating unit, except for a black start capability, it also must have an ability to generate voltage of a required level at the connection point (at unenergised grid) as well as an ability to balance an isolated sector.

2. Review of technical capabilities for providing ancillary services by various technologies Ability to supply/consume reactive power depends on current active power and range of permissible operation of specific GU. Reactive power control by controllable capacitor banks is not addressed.

3. Catalogue of ancillary services Ancillary services are briefly presented in Tab. 3. 13 services are described. Limitations of providing these services by DG are presented in Tab. 2.

No.

Category

Active power change on DSO’s demand

Reactive power change on DSO’s demand

Frequency control

4. Final conclusions Required increase of share of renewable energy in the total energy balance brings new problems for energy grids and new tasks for DSOs. Introduction of ancillary services will allow utilising distributed generation for improving grid operation conditions, creation of a decentralised services model for the power system and will enable connecting more RES to the grid. Technical capabilities of providing ancillary services by DG depend on the type of power electronic equipment installed at a plant to control its output. Systems currently installed in DG units connected to MV or LV grids do not have large control capabilities. Nevertheless, development of power electronics and increasing requirements for newly connected sources will lead to implementation of advanced converting equipment, just as in case of wind farms connected the HV grid. Connection of uncontrollable DG with dynamically changing output (e.g. wind, PV) may cause power quality problems and increase system balancing needs (demand for primary/

Service name

Description

Capability to provide service by a generating unit

On-demand change of active power supplied to the grid

Within this service, upon DSO’s demand power supplied to the grid shall be altered from the value resulting from primary energy availability (e.g. PV, wind, hydro) or technical process conditions (e.g. CHP, biogas). This shall mean increasing or decreasing output. Applications: removing threats to MV grid operation, increasing new connection capacity, postponement of investments into grid extension

All generating units with active power control enabling lowering or increasing active power in reference to the current operating point

Hydro, CHP, bio, wind, PV

Reduced load operation

Service of lowering output fed into the grid by required value in relation to primary energy availability or technical process conditions of the source. Reduced load operation service may be a basis for providing primary control

All generating units with active power control enabling lowering active power in reference to the current operating point

Hydro, CHP, bio, wind, PV

Reduction of gradient of power supplied to the grid

Service of reducing 15-minute gradients of active power supplied to the grid by distributed sources in reference to standard capabilities of a generating unit and variation of primary energy availability. Service provided by sources with volatile active power characteristic (wind, PV). Providing this service decreases power system’s demand for secondary reserves. This service possible provided by reduced load operation or operation below minimum load of generating units or by cooperation with an energy storage system

Generating units with high output volatility equipped with active power control. Required modification of active power control enabling setting and maintaining maximum active power gradient

wind, PV

Voltage control at connection point

This service concerns generation of leading or lagging reactive power, with a value resulting from set voltage value. This service might become very important in the case of future large-scale connections of uncontrollable sources (wind, PV) to LV grid

All generating units equipped with reactive power control and voltage measurement at connection point

wind (converter or DFIG), PV, Hydro (SG), CHP

Reactive power control

This service concerns reactive power generation to compensate reactive power flows in a given MV grid area

All generating unit equipped with reactive power control

Operation with full static characteristic

Accomplished by changes of active power depending on frequency. This service supports the effects of ancillary service “primary/secondary reserve”. It must be rendered simultaneously with: 1. reduced load service or below-minimum load operation (in either case related to loss of some generation capacity), or 2. to a limited extent without loss of generation capacity by sources provided with a capability to accumulate primary energy or co-products of electricity generation process1. One of the features of distributed generation equipped with power output converter (wind, PV) is their ability to change the power output almost instantaneously2.

All generating units: 1. equipped with power control within range Pmin - Pn at a rate of 0.05 Pn/sec. 2. able to operate continuously with output resulting from momentary capacity of primary energy within frequency range of 49.0 ≤ f ≤ 51.5 [Hz]

CHP, bio, hydro

DSO benefit Decreasing overloads, replacing or postponement of grid extension, voltage control, grid loss reduction, increased RES connection capability

Voltage control, loss optimisation, reduction of transformer tap changes

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 70–74

Ability to operate at fault conditions

Operation in isolated circuits

All generating units with: 1. capability of active power reduction at 0.05 Pn/sec in reference to the value resulting from current primary energy source capacity 2. capability to continuously operate at output resulting from regulation droop within frequency range at least 50 ≤ f ≤ 51.5 [Hz]

increased participation in frequency control, reduction of unconventional generation rise at f > 50.2 [Hz], increased RES connection capabilities

Operation at reduced active power at frequency increase

Frequency control service provided (contrary to the service with full static characteristic) only within the upper frequency band (above f = 50 Hz), with linear reduction of active power according to frequency increase2

Operation with maintained active power at lowered frequency

Service provided only in the lower frequency band (below f = 50 Hz) in all operating regimes of a source, involving: 1. maintaining value of power supplied to the grid identical to that supplied at grid frequency (“no output limit” mode) or 2. reaching power permissible by technical limitations of a unit, lower than at grid frequency (mode “with output limits”). This requires generating unit not to disconnect at f drop and supplying active power (of which there is shortage) within technical limits of the unit2

Generating units whose technical documentation permits operation at frequencies below 50 Hz Attaining required service parameters might require alterations in automation systems

wind, PV

Fault (short-circuit) ride-through

This service involves maintaining operation (i.e. not disconnecting) in the case of voltage drop. The most frequent cause of such a fault is a short circuit in a grid. The aim of this service is preventing large generation losses in MV grids in case of voltage drops in large areas. Additionally in MV grids this service enables maintaining line voltage in the case of local short-circuits

Sources with ability to reduce short-circuit current to a safe value

Wind (converter, DFIG), PV Hydro (SG), CHP and bio – to a limited extent

Reduction of power outages, decreasing threat of

Maintaining voltage

This service involves generation of large reactive power towards voltage regulation for certain present time, even in fault conditions (voltage deviation by at least 10%). Application of this service allows reducing impact of short-circuits on consumers connected at certain distance from such a fault

Sources with ability to reduce short-circuit current to a safe value. Sources with ability to operate in voltage regulation mode and to temporarily operate with reactive power above the nominal value

Active power reconstruction

Involves generation of active power equal to at least 0.9 of the nominal value or the value resulting from capacity of primary energy source, in fault conditions, after the voltage returns to 0.85 Un, throughout predetermined period. Application of this service allows reducing impact of short-circuits on consumers connected at certain distance from such a fault

Sources with ability to reduce short-circuit current to a safe value. Operation in voltage regulation mode at momentary active power

It involves ability to start a unit at zero grid voltage. Sources providing this service need an ability to generate voltage at required parameters, when there is no voltage in the grid. This service will be used for island operation. There should be at least one generating unit offering this service within every island. Units operating this kind of service must be built using technology with inherent black start capability or with additional energy sources, e.g. storage units

Units equipped with self-excited generators with battery-based interruptible power supply for control and communication systems. Units equipped with inverters of appropriate design, enabling operation for unenergised grid, with battery-based interruptible power supply for control and communication systems

Engine-generator sets, wind (converter), hydro (SG), PV

Reduction of power outages, decreasing threat of system-wide failure, decreasing threat of partial loss of generation due to a fault

Service involving active and/or reactive power generation for isolated grid area. Units must be equipped with frequency regulation systems throughout full static characteristic. Alteration of Power System Protection (EAZ) settings within the island would be required for island operation. Settings of the droop system must be island-specific. High-availability units should be primarily used to operate in parallel to supply an island

Generating units with wide output control range and dynamic load control capability Some units may be uncontrollable, if there is a certain minimum demand (base load) exists within the island et al.l times. Desirable feature is also fault right-through capability

Engine-generator sets bio, wind (converter, DFIG), hydro (SG), PV

Black start service

Island operation

wind, PV

1 After storage capability has been exhausted, the source may still provide this service with output reduction. 2

Service provided only by sources which do not have obligatory operating conditions depending on frequency specified in their interconnection conditions and for which such an obligation is not imposed by the grid code. Such sources must be equipped with automation systems providing such functionality.

Tab. 3. Catalogue of ancillary services 73

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 70–74

/secondary reserves). Introduction of ancillary services in DG sources connected to MV grid would improve grid operating conditions. In the case of increasing capacity of connected uncontrollable sources combined with connection of DG able to provide ancillary services would permit maintaining required grid conditions. Adapting DG for providing ancillary services requires upgrades, change of control systems and construction of a common

communication system enabling remote control. This would require development of a common communication and control standard within a DSO. Moreover, providing ancillary services would cause losses on the plant operators’ side (loss of active power production, loss of certificates, increased maintenance cost). Thus a system for compensating lost benefits and covering the investment cost of upgrades, tests and commissioning must be introduced to enable developing ancillary services.

Jarosław G. Korpikiewicz Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: jkorpikiewicz@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology, field of study: automation (2002). Works as a Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development at the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. His professional interest includes ancillary services, issues of power system operation, automation systems of power plants and power system and application of renewable energy sources. PhD student at the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology.

Leszek Bronk Institute of Power Engineering, Gdańsk Division e-mail: l.bronk@ien.gda.pl Graduate of the Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk University of Technology, field of study: electrical engineering. Since 2000 employed as a Specialist for Analysis at the Department of Strategy and System Development, Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. His work focuses on development of renewable energy sources and other issues related to the power industry.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 70–74

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 70–74. When referring to the article please refer to the original text. PL

Możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez generację rozproszoną Autorzy

Jarosław G. Korpikiewicz Leszek Bronk Tomasz Pakulski

Słowa kluczowe

usługa regulacyjna, OSD, generacja rozproszona

Streszczenie

W artykule zaproponowano definicje usług regulacyjnych, które mogą być świadczone przez lokalne źródła energii. Dokonano przeglądu technologii wytwarzania z uwzględnieniem możliwości regulacyjnych tych źródeł i oceny możliwości zmiany na żądanie operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) standardowych warunków, pracy źródeł. Przedstawiono korzyści dla OSD wynikające z realizacji tych usług. Zastosowanie usług regulacyjnych pozwoli na wykorzystanie potencjału generacji rozproszonej do poprawy pracy sieci, utworzenie zdecentralizowanego modelu usług SEE oraz umożliwi wzrost przyłączania odnawialnych źródeł energii (OZE) do sieci.

1. Usługi regulacyjne 1.1. Definicja usług regulacyjnych Przez usługę regulacyjną rozumiana jest zdolność do pracy w określonych warunkach lub czynność wykonywana przez wytwórcę na polecenie OSD, polegająca na: • zmianie bazowego dobowego profilu mocy czynnej oddawanej do sieci • zmianie mocy biernej pobieranej/oddawanej do sieci w stosunku do warunków określonych w umowach o przyłączeniu do sieci i świadczeniu usług dystrybucyjnych. Przez bazowy dobowy profil mocy czynnej oddawanej do sieci należy rozumieć generację energii elektrycznej wynikającą z podpisanych umów sprzedaży energii elektrycznej/ciepła lub dostępności zasobów odnawialnych. Usługa ta jest realizowana odpłatnie przez jednostkę wytwórczą (JW) na rzecz OSD za wyjątkiem zagrożenia bezpieczeństwa systemu. Poniżej w tab. 1 zdefiniowano kategorie usług regulacyjnych. Klasyfikacji dokonano ze względu na cel usług, sposób realizacji oraz kontrolę parametrów sieci. Środkami wykonawczymi są zmiana mocy czynnej P, biernej Q oraz ograniczanie prądu zwarciowego Izw. Wielkościami mierzonymi są napięcie U i częstotliwość f. 1.2. Zmiana na żądanie OSD mocy czynnej Kategoria usług polega na zmianie mocy czynnej dostarczanej przez DG (ang. Distributed Generation, generacja rozproszona) w stosunku do jej wartości wynikającej z dostępności energii pierwotnej (np. FW, PV) lub zaplanowanego programu pracy (np. CHP). Z kategorii tej wydzielono usługi związane z regulacją częstotliwości.

Kategoria usług

Kontrola U

Zmiana na żądanie OSD mocy czynnej

Regulacja częstotliwości

Zmiana na żądanie OSD mocy biernej

Zdolność do pracy w warunkach zakłóceniowych

Praca w obwodach wydzielonych

Kontrola f

Izw

Tab. 1. Powiązanie kategorii usług oraz parametrów sieci

1.3. Zmiana na żądanie OSD mocy biernej Obecnie możliwości generacji mocy biernej przez DG nie są wykorzystywane. W punkcie przyłączenia do sieci źródła, zgodnie w wydanymi warunkami, zapewniają zazwyczaj stały współczynnik mocy. Usługa polega na generacji mocy biernej zależnie od potrzeb sieci, uwzględniając możliwości jednostek wytwórczych (JW). Wykorzystywana jest do regulacji U lub kompensacji Q. 1.4. Regulacja częstotliwości Polega na regulacji mocy czynnej w zależności od częstotliwości. W najlepszym przypadku jest to możliwość naśladowania charakterystyki statycznej generatorów synchronicznych, tj. wzrost mocy przy obniżeniu częstotliwości oraz redukcja mocy przy wzroście częstotliwości. Jednak nie wszystkie rodzaje DG umożliwiają regulację f w całym paśmie. Z tego powodu wyróżniono kilka usług.

1.5. Zdolność do pracy w warunkach zakłóceniowych Źródła przyłączone do sieci SN przy wystąpieniu zakłócenia zostają automatycznie odłączane3. Układy automatyki LVRT oraz ZVRT4 powodują, że elektrownia może pracować przez określony czas w warunkach ograniczonego napięcia. Zdolność do pracy w warunkach zakłóceniowych może ułatwić operatorowi systemu prowadzenie ruchu w sieci elektroenergetycznej. Celowość wykorzystania opcji LVRT/ZVRT będzie uzależniona od miejsca przyłączenia w sieci (m.in. od sztywności sieci) oraz możliwości dostarczania mocy przez DG w tych warunkach. Dodatkowe korzyści, jakie uzyskuje operator, to zmniejszenie przerw w dostawach energii, podtrzymanie przy zakłóceniu części generacji nieposiadających zdolności LVRT/ZVRT. Ponadto możliwość dostarczania mocy biernej albo/i mocy czynnej

Tylko przy usłudze regulacji napięcia, gdy zmiana mocy biernej jest niewystarczająca, natomiast zmiana mocy czynnej umożliwia dalszą regulację. Tylko przy usłudze regulacji napięcia, w pozostałych usługach kontrola U w zakresie dopuszczalnym, zależnym od punktu przyłączenia w sieci. IRiESD nie precyzują wymagań w tym zakresie. 4 LV – Low Voltage, ZV – Zero Voltage, RT – Ride Trough, tj. zdolność do pracy w warunkach zakłóceniowych. 1 2 3

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 70–74

Rodzaj JW

Sposób połączenia z siecią

Ograniczenia technologiczne

Przekształtnik

Siłownie wiatrowe (FW)

Generator dwustronnie zasilany

Zależne od warunków meteorologicznych. Maksymalna moc czynna zależy od prędkości wiatru. Praca w zaniżeniu

Generator asynchroniczny

Elektrownie słoneczne (PV)

Przekształtnik

Generator synchroniczny Elektrownie wodne (EW) Generator asynchroniczny

Zależne od warunków meteorologicznych. Maksymalna moc czynna zależy od natężenia światła. Praca w zaniżeniu

Możliwość regulacji P

Możliwość regulacji Q

Praca wyspowa

FRT1

Możliwa za pomocą regulacji ustawienia łopat (ang. pitch control lub active stall control). Dodatkowo możliwość pracy w zaniżeniu – przekształtnik (regulacja szybka)

Zależna od możliwości przekształtnika

Możliwa. Wymagana specjalna wersja przekształtnika

Możliwa za pomocą regulacji ustawienia łopat (ang. pitch control lub active stall control)

Zależna od obszaru dopuszczalnej pracy

Możliwa przy odpowiednim sterowaniu przekształtnikami

Możliwa. Wymagana specjalna wersja przekształtnika

Możliwa za pomocą regulacji ustawienia łopat (ang. pitch control lub active stall control)

–

Możliwość pracy w zaniżeniu – przekształtnik

Ograniczenia wynikające z pozwolenia wodno-prawnego, rodzaju pracy (zbiornikowa, przepływowa, kaskada), możliwości cieku wodnego

Możliwa za pomocą sterowania ustawieniem łopat turbiny, kierownicy lub zasuw

–

Zależna od możliwości przekształtnika

Możliwa. Wymagana specjalna wersja przekształtnika

Zależna od wykresu kołowego SG

Możliwa przy układzie synchronizacji umożliwiającym pracę wyspową

Ograniczona

–

Kogeneracja (CHP)

Generator synchroniczny

Wynikające z profilu zapotrzebowania na ciepło oraz możliwości akumulacji ciepła

Możliwa za pomocą sterowania strumienia pary wlotowej turbiny

Zależna od wykresu kołowego SG

Możliwa przy układzie synchronizacji umożliwiającym pracę wyspową

Ograniczona

Kogeneracja – biogazownia (bio)

Generator synchroniczny

Wynikające z profilu produkcji gazu oraz możliwości akumulacji ciepła

Możliwa za pomocą sterowania strumienia pary wlotowej turbiny

Zależna od wykresu kołowego SG

Możliwa przy układzie synchronizacji umożliwiającym pracę wyspową

Ograniczona

Agregaty

Generator synchroniczny

Techniczne ograniczenia silnika

Sterowanie układem wtryskowym paliwa

Zależna od wykresu kołowego SG

TAK

Ograniczona

Fault ride through – zdolność do pracy w warunkach zakłóceniowych (LVRT – przy niskim napięciu w sieci, ZVRT – przy braku napięcia w sieci).

Tab. 2 Możliwości realizacji usług regulacyjnych przez DG

w tych warunkach umożliwia ograniczenie skutków zakłóceń w sieci dla odbiorców oddalonych od jego źródła. 1.6. Praca w obwodach wydzielonych Główną usługą w tej kategorii jest praca wyspowa. Jej zastosowanie poprawia niezawodność zasilania części odbiorców. Skutkuje to poprawą wskaźników SADI/SAFI. Proces wydzielenia wyspy oraz jej likwidacji musi być realizowany przez OSD za pomocą infrastruktury wyposażonej w zdalnie sterowane łączniki. W przypadku pracy wyspowej konieczna jest zarówno regulacja mocy czynnej, jak i napięcia. W trybie tym możliwa jest praca autonomiczna oraz równoległa. W przypadku pracy autonomicznej JW musi poza zdolnością do samostartu mieć również możliwość wytworzenia napięcia o wymaganym poziomie w punkcie przyłączenia (przy braku napięcia w sieci) oraz możliwość zbilansowania wydzielonego obszaru.

2. Przegląd możliwości technicznych realizacji usług regulacyjnych przez różne technologie Możliwość dostarczania/pobierania mocy biernej zależna jest od aktualnej mocy czynnej i obszaru dopuszczalnej pracy JW. Pominięto możliwość regulacji mocy biernej przez sterowane baterie kondensatorów. 3. Katalog usług regulacyjnych Zestawienie usług regulacyjnych zostało skrótowo przedstawione w tab. 3. Wyróżniono 13 usług. Ograniczenia w realizacji tych usług przez DG przedstawiono w tab. 2. 4. Wnioski końcowe Wymagany wzrost udziału energii odnawialnej w bilansie energetycznym implikuje nowe problemy występujące w sieciach dystrybucyjnych, jak i nowe zadania dla OSD. Zastosowanie usług regulacyjnych pozwoli na wykorzystanie generacji rozproszonej do poprawy pracy sieci, utworzenie modelu zdecentralizowanego usług SEE oraz umożliwi wzrost przyłączania OZE do sieci.

Możliwości techniczne w zakresie realizacji usług przez DG są zależne od rodzaju zastosowanych urządzeń energoelektronicznych do wyprowadzenia mocy. Obecnie stosowane układy w DG podłączanych do SN lub nn nie posiadają dużych zdolności regulacyjnych. Jednak rozwój urządzeń energoelektronicznych oraz wzrost wymagań stawianych przyłączanym źródłom spowodują zastosowanie zaawansowanych urządzeń przekształtnikowych, jak ma to miejsce w farmach wiatrowych przyłączanych do WN. Przyłączanie niesterowanych DG o dynamicznie zmieniającej się mocy (np. FW, PV) może powodować problemy jakościowe energii elektrycznej oraz wzrost zapotrzebowania na bilansowanie systemu (rezerwę pierwotną/wtórną). Powszechne zastosowanie usług regulacyjnych wśród DG podłączonych do SN poprawi stan pracy sieci. W przypadku wzrostu przyłączonych niesterowanych źródeł i jednoczesnym przyłączeniu DG z uruchomionymi usługami regulacyjnymi umożliwi utrzymanie stanu sieci na wymaganym poziomie.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 70–74

Nazwa usługi

Opis

Możliwość realizacji usługi przez jednostki wytwórcze

Zmiana na żądanie mocy czynnej oddawanej do sieci

W ramach świadczenia usługi moc oddawana do sieci przez źródło jest na polecenie OSD różna od tej, która wynika z dostępności energii pierwotnej (np. PV, wiatr, hydroenergetyka) lub uwarunkowań techniczno-technologicznych (np. CHP, biogazownie). Jest to praca z zaniżeniem lub zawyżeniem mocy. Zastosowania: likwidacja zagrożeń pracy sieci SN, zwiększenie możliwości przyłączania nowych źródeł, odsunięcie w czasie inwestycji sieciowych

Wszystkie jednostki wytwórcze posiadające możliwość regulacji mocy czynnej w kierunku jej zaniżenia lub zwiększenia w stosunku do mocy chwilowej

EW, CHP, bio, FW, PV

Praca z odstępem

Usługa polegająca na zmniejszeniu mocy oddawanej do sieci o zadaną wartość w stosunku do dostępności energii pierwotnej i/lub uwarunkowań techniczno-technologicznych źródła. Usługa pracy z odstępem może być podstawą do świadczenia usługi regulacji pierwotnej

Wszystkie jednostki wytwórcze posiadające możliwość regulacji mocy czynnej w kierunku jej zaniżenia w stosunku do mocy chwilowej

EW, CHP, bio, FW, PV

Ograniczenie gradientu zmian mocy oddawanej do sieci

Usługa polegająca na ograniczeniu 15-minutowych gradientów mocy oddawanej do sieci przez źródła rozproszone w stosunku do standardowych właściwości jednostki wytwórczej i zmian wydajności źródła energii pierwotnej. Usługa świadczona przez źródła o niespokojnym profilu mocy czynnej oddawanej do sieci (FW, PV). Świadczenie usługi zmniejsza w KSE zapotrzebowanie na rezerwę wtórną. Realizacja usługi może odbywać się poprzez pracę z odstępem mocy / pracę z zaniżeniem generacji lub przy współpracy z magazynem energii

Jednostki wytwórcze o dużej zmienności mocy oddawanej do sieci, posiadające możliwość regulacji mocy czynnej. Wymagana modyfikacja układu sterowania mocą czynną umożliwiająca zadanie i utrzymanie maksymalnej szybkości zmian mocy czynnej

FW, PV

Regulacja napięcia w punkcie przyłączenia

Usługa polega na wytwarzaniu mocy biernej (pojemnościowej lub indukcyjnej) o wartości wynikającej z wartości zadanej napięcia. Usługa może mieć w przyszłości duże znaczenie w przypadku masowego przyłączania do sieci nn niesterowalnych mikroźródeł (PV, FW)

Wszystkie jednostki wytwórcze posiadające możliwość sterowania mocą bierną oraz posiadające pomiar napięcia w punkcie przyłączenia

Regulacja mocy biernej

Usługa polega na wytwarzaniu mocy biernej w celu kompensacji przepływu mocy biernej w danym obszarze sieci SN

Wszystkie jednostki wytwórcze posiadające możliwość sterowania mocą bierną

Praca z pełną charakterystyką statyczną

Realizowana przez zmianę mocy czynnej w zależności od częstotliwości. Usługa wspomaga działanie usługi systemowej „rezerwa pierwotna/wtórna”. Musi być świadczona równocześnie z: 1. usługą „pracy w odstępie mocy” lub pracy z zaniżoną generacją (w obydwu przypadkach wiąże się to z utratą części produkcji), lub 2. w ograniczonym zakresie bez utraty produkcji przez źródła posiadające możliwość akumulacji energii pierwotnej lub współproduktów procesu wytwarzania energii elektrycznej1. Jedną z cech źródeł rozproszonych wyposażonych w przekształtnik dla wyprowadzenia mocy (FW, PV) jest możliwość niemal natychmiastowej zmiany mocy oddawanej do systemu2

Wszystkie jednostki wytwórcze posiadające: 1. możliwość regulacji mocy czynnej w zakresie Pmin – Pn z prędkością 0,05 Pn/sek. 2. możliwość trwałej pracy z mocą wynikającą z chwilowej wydajności źródła energii pierwotnej w zakresie częstotliwości 49,0 ≤ f ≤ 51,5 [Hz]

Praca z ograniczeniem mocy czynnej przy zwyżce częstotliwości

Usługa regulacji częstotliwości świadczona (w odróżnieniu od usługi z pełną charakterystyką statyczną) tylko w górnym paśmie częstotliwości (powyżej f = 50 Hz), redukując liniowo moc czynną zależnie od wzrostu częstotliwości2

Wszystkie jednostki wytwórcze posiadające: 1. możliwość regulacji mocy czynnej w kierunku jej zmniejszenia z prędkością 0.05 Pn/sek. w stosunku do wartości wynikającej z chwilowej wydajności źródła energii pierwotnej 2. możliwość trwałej pracy z mocą wynikającą ze statyzmu regulacji w zakresie częstotliwości co najmniej do 50 ≤ f ≤ 51,5 [Hz]

FW, PV

Praca z utrzymaniem mocy czynnej przy obniżonej częstotliwości

Usługa świadczona tylko w dolnym paśmie częstotliwości (poniżej f = 50 Hz) we wszystkich trybach pracy źródła, polegająca na: 1. utrzymaniu mocy oddawanej do sieci jak przy częstotliwości sieciowej (tryb „bez ograniczeń mocy”) lub 2. osiągnięciu mocy wynikającej z możliwości technicznych jednostki niższej niż przy częstotliwości sieciowej (tryb „z ograniczeniami mocy” źródła). Polega ona na niewyłączaniu się JW przy obniżce f i dostarczaniu deficytowej mocy czynnej w granicy możliwości technicznych JW2

Jednostki wytwórcze, których dokumentacja techniczna przewiduje możliwość pracy z częstotliwością poniżej 50 Hz. W celu dotrzymania charakterystyk usługi mogą być wymagane zmiany w układach automatyki

FW, PV

Lp.

Kategoria

Zmiana na żądanie OSD mocy czynnej

Zmiana na żądanie OSD mocy biernej 5

Regulacja częstotliwości 7

FW (przekształtnik lub DFIG), PV, EW (SG), CHP

Korzyści OSD

Zmniejszenie przeciążeń, zastępowalność inwestycji sieciowych, ewentualnie przesunięcie inwestycji w czasie, regulacja napięcia, ograniczenie strat sieciowych, wzrost możliwości przyłączania OZE

Regulacja napięcia, optymalizacja strat, ograniczenie liczby przełączeń zaczepów transformatorów

CHP, bio, EW

Wzrost udziału w regulacji częstotliwości, ograniczenie wzrostu generacji niekonwencjonalnej przy f > 50,2 [Hz], wzrost możliwości przyłączania OZE

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 70–74

Lp.

Kategoria

Zdolność do pracy w warunkach zakłóceniowych

Nazwa usługi

Opis

Możliwość realizacji usługi przez jednostki wytwórcze

Przejście przez zwarcie

Usługa polega na pracy jednostki (niewyłączeniu się jej) w przypadku zapadów napięcia. Najczęstszą ich przyczyną są zwarcia w sieci. Celem usługi jest zapobieżenie utraty znacznej generacji w sieciach SN w przypadku rozległych obszarowo zapadów napięcia. Dodatkowo w sieciach SN usługa stwarza możliwość podtrzymania napięcia na liniach w przypadku lokalnych zwarć

Źródła posiadające zdolność ograniczania prądu zwarciowego do wartości bezpiecznej

Podtrzymanie napięcia

Usługa polega na wytwarzaniu mocy biernej o dużych wartościach w kierunku regulacji napięcia przez zadany maksymalny czas, nawet w warunkach zakłóceniowych (odchyłce napięcia o co najmniej 10%). Zastosowanie tej usługi umożliwia obniżenie skutków zwarć dla odbiorców przyłączonych w pewnej odległości od miejsca zwarcia

Posiadają zdolność ograniczania prądu zwarciowego do wartości bezpiecznej. Posiadają zdolność pracy w trybie regulacji napięcia z możliwością chwilowej generacji ponad-znamionowej mocy biernej

Odbudowa mocy czynnej

Polega na wytwarzaniu mocy czynnej o wartości co najmniej 0,9 wartości mocy znamionowej lub wynikającej z wydajności źródła energii pierwotnej w warunkach zakłóceniowych po powrocie napięcia do wartości 0,85 Un przez zadany maksymalny czas. Usługa umożliwia obniżenie skutków zwarć dla odbiorców przyłączonych w pewnej odległości od miejsca zwarcia

Posiadają zdolność ograniczania prądu zwarciowego do wartości bezpiecznej. Praca w trybie regulacji napięcia z chwilową mocą czynną

Polega ona na możliwości uruchomienia jednostki przy braku napięcia w sieci. Źródła oferujące tę usługę muszą mieć możliwość generacji napięcia o wymaganych parametrach, gdy w sieci nie ma napięcia. Usługa ta będzie wykorzystana dla pracy wyspowej. Dla każdej wyspy powinna być co najmniej jedna jednostka oferująca tę usługę. Jednostki oferujące tego typu usługę muszą być zrealizowane w technologii umożliwiającej samostart w sposób naturalny lub korzystać z innych źródeł energii, np. zasobników

Jednostki wyposażone w generatory samowzbudne z akumulatorowym podtrzymaniem zasilania dla układów sterowania i telekomunikacji. Jednostki wyposażone w odpowiednio zaprojektowane inwertery umożliwiające ich pracę na niezasilaną sieć z akumulatorowym podtrzymaniem zasilania dla układów sterowania i telekomunikacji (np. elektrownie słoneczne, wiatrowe)

Agregaty, FW (przekształtnik), EW (SG), PV

Usługa polega na wytwarzaniu mocy czynnej i/lub biernej do wydzielonego obszaru sieci. Muszą to być jednostki z możliwością regulacji częstotliwości z pełną charakterystyką statyczną. Podczas pracy wyspowej wymagana będzie modyfikacja działania urządzeń EAZ zainstalowanych w obszarze wyspy. Nastawy statyzmu muszą być wyznaczone dla konkretnej wyspy. Do pracy równoległej na obszar wydzielony powinny być szczególnie wykorzystane jednostki o dużej dyspozycyjności

Jednostki wytwórcze o szerokim zakresie regulacji mocy czynnej/biernej w dynamiczny sposób. Część jednostek może być niesterowanych, jeśli w wydzielonej wyspie istnieje pewna stała wartość minimalnego zapotrzebowania (podstawa zapotrzebowania) w całym czasie pracy wyspy. Cechą pożądaną będzie również zdolność do pracy w warunkach zakłóceniowych

Agregaty, CHP, bio, FW (przekształtnik, DFIG), EW (SG), PV

Usługa samostartu

Praca w obwodach wydzielonych

1 2

Praca wyspowa

FW (przekształtnik, DFIG), PV EW (SG), CHP i bio – w ograniczonym zakresie

Korzyści OSD

Zmniejszenie przerw w dostawach energii, zmniejszenie zagrożenia wystąpienia awarii systemowej, zmniejszenie prawdopodobieństwa utraty części generacji w skutek zakłócenia, konieczność utrzymywania mniejszej rezerwy wirującej

Zmniejszenie przerw w dostawach energii, zmniejszenie zagrożenia wystąpienia awarii systemowej, zmniejszenie prawdopodobieństwa utraty części generacji wskutek zakłócenia

Po wyczerpaniu zdolności akumulacji źródło może nadal świadczyć usługę z utratą części produkcji. Usługa świadczona tylko przez źródła nieposiadające w warunkach przyłączenia wpisu o obligatoryjnych warunkach pracy w zależności od częstotliwości lub obowiązek ten nie wynika z instrukcji ruchu. Źródła te obligatoryjnie muszą być wyposażone w automatykę realizującą ww. funkcjonalność.

Tab. 3. Katalog usług regulacyjnych

Przystosowanie DG do realizacji usług regulacyjnych wymaga ich modernizacji, zmiany układów sterowania oraz budowy wspólnego systemu telekomunikacyjnego, umożliwiającego ich zdalne sterowanie. Wymagać

to będzie opracowania wspólnego standardu komunikacji i sterowania w ramach OSD. Ponadto realizacja usług będzie się wiązała z utratą korzyści przez wytwórców (utrata produkcji energii czynnej, utrata certyfikatów, wzrost kosztów eksploatacji). Żeby

umożliwić rozwój usług regulacyjnych, musi powstać mechanizm rekompensaty utraconych korzyści oraz pokrywający koszty inwestycyjne, modernizacji oraz testów i uruchomień.

J. G. Korpikiewicz et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 70–74

Jarosław G. Korpikiewicz

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: jkorpikiewicz@ien.gda.pl Absolwent Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, na kierunku automatyka (2002). Zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: usługi systemowe i regulacyjne, problematykę pracy systemu elektroenergetycznego, automatykę elektrowni i SEE oraz zastosowanie odnawialnych źródeł energii. Doktorant Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej.

Leszek Bronk

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: l.bronk@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki na kierunku elektrotechnika. Od 2000 roku zatrudniony na stanowisku specjalisty ds. analiz w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Zawodowo zajmuje się problematyką rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz zagadnieniami powiązanymi z energetyką.

Tomasz Pakulski

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | 80–85

Analysis of Tools Supporting the Transmission Grid Development Planning in Market Conditions

Authors Mieczysław Kwiatkowski Maksymilian Przygrodzki

Keywords transmission grid, development planning

Abstract The paper discusses the changes in power system operation conditions and associated power transmission system development planning which results with increasing importance of economic and market analysis. Based on analysis of methodologies and computational tools offered abroad in this field on a commercial basis, evidence shows the directions of necessary changes in a development planning methodology in Polish conditions.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014208

1. Planning transmission grid development 1.1. Introduction Methodology of long-term planning of the national transmission system (NTS) is directly related to development of the entire national power system. This is primarily due to the subordinate and supporting role played by the NTS in reference to the electricity market participants. This role is shown in two essential tasks accomplished by the system. The first concerns providing technical infrastructure which enables carrying out transactions between energy market participants within the value chain of electricity, from the moment of generation at generating sources until consumption by final consumers. The other basic task concerns maintaining reliability of the transmission system to an economically justified extent. Both tasks are closely related and mutually dependant. Technical infrastructure of the transmission system should in quantitative terms enable executing transactions concluded between the electricity market participants, and in qualitative terms ensure reliability of this infrastructure. In Polish conditions accomplishing these tasks is entrusted to the company PSE SA, which plays a role of the national transmission system operator (TSO).

1.2. Development conditions Assuming that electricity is a consumer good, increasing requirements for its quantity and quality of supplies may be expected in the years to come. When meeting those requirements in the future, it is necessary to take into account certain specific conditions related to: • capital-intensive nature of the power industry as a branch of economy with infrastructural character 80

• problems related to developing the transmission grid according to the needs of the electricity market participants, due to the escalation of restrictions localization of new transmission infrastructure and extension of investment cycles. Those conditions are exogenous to decision-making capabilities of the TSO with respect to transmission system infrastructure development. Additionally certain conditions, which affect possibilities of the transmission system fulfilling the two essential tasks defined in the introduction, have appeared in recent years: • rapid development of renewable power generation (mainly wind farms), which considerably changes electricity generation geography and creates a necessity to accept electrical output of such plants and supply it to final consumers • regular tightening of standards for pollution emissions attributable to power generation, which primarily affects conventional sources running on coal. In the case of depreciated assets this may result in capacity not being renewed et al.l or being rebuilt using different technologies than before (e.g. gas-fired or nuclear) • increasing significance of system reserves and share of operationally flexible generating units within the generation portfolio as a response to increasing share of generating units with stochastic operating characteristics whose operation may not be scheduled • changing habits of final consumers regarding electricity consumption, which result from the introduction of new electrically-powered devices, self-generation capabilities or changes in behaviour of individual people and whole social groups. The method used by the TSO for NTS development planning will be specially affected also by limited options concerning shaping

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | 80–85

transmission infrastructure. This is an effect of increasing share of determined development within the whole development of the transmission grid, caused mainly by connection of new generating capacities (including RES) and possibly additional reinforcement of the grid resulting from such connections. Due to decision-making options concerning directions of the transmission system development becoming limited, the system development is becoming less optimal. Because of that reaching strategic goals may prove more expensive.

NTS and Polish electricity market. Risk of negative effects of implementing foreign methodology may be partially limited by incorporating adaptation works into the project. However, in such case it needs to be remembered that long-term planning in the energy sector as a rule assumes using simplifications in modelling the grid and electricity market due to the long forecasting horizon. Such simplifications are permissible as long as the error they generate is two orders of magnitude lower than other assumptions or scenarios used as input for such analyses.

1.3. Requirements for planning methodology

2. Commercial tools for development planning

Conditions concerning tasks accomplished by the NTS for the electricity market participants require modifications or even total change of attitude to NTS development planning methodology [1]. This applies both for technical planning and reinforcing economic and market-related aspects of such planning. Economic part should mainly focus on measuring technical results of NTS development variants in financial and market-oriented way, with a following scope [2]: • determining economic and overall benefits generated by implementation of specific development variants (for entire NTS or individual investment projects) and measurements of those benefits on system level • determining influence of NTS development variants on the electricity market price • determining economic nodal indexes, e.g. marginal costs (prices) of electricity at transmission grid nodes. The last of those effects of NTS development is of particular importance for: • searching long-term market instruments which would allow shaping investment incentives for new generating capacity construction • rationalization transmission fees to be paid by electricity market participants, with an aim to bind them to actual cost attributable to transmitting electricity to a specific grid point • area-wise and regional results of carrying out new investment projects within the transmission grid development. Enhancement of methodology for planning NTS development in economic and market-related aspects due to the new conditions, which is called for, may be accomplished through two main paths. First of them may assume new methodology for the TSO being developed by a domestic effort and then implemented through a custom-made analytical tool. An alternative way may be domestic implementation of existing software acquired abroad on commercial terms, and its potential adaptation for specific needs of PSE SA. Each of those approaches has its advantages and disadvantages. Strengths of the latter solution include: • shorter implementation period of the methodology, combined with lower expected cost of entire project • ability to adopt a tool already proven by other grid operators with operating conditions similar to those of PSE SA • ability to acquire methodology and IT solutions previously not used in Polish conditions. The essential weakness of this approach is a possibility that the adopted tool will not sufficiently reflect specific features of the

2.1. General comments Creation and implementation of advanced software requires a team of experts prepared for such a task and also appropriate funding. Foreign experience shows that such a task is usually undertaken by large advisory companies with a well established market position or by business teams of experts recruited from the academic community. In either case, it is essential to obtain access to advanced computational technologies. Advisory companies which own analytical software are more focused on providing their own services, while the latter type of businesses focus their activity on sales of user licences for analytical software and providing supplementary services at the implementation phase. Such services may concern software adaptations for specific needs of an individual customer, delivery of software updates with enhanced analytical capabilities and organising trainings and seminars for current users, creating platform for sharing operational experience and perfecting user skills. It is also possible to order creation of a custom-made tool by a consulting or advisory company, and then take over ownership of the new software. This scheme usually applies to public procurement related to providing software for various government agencies. Commercial analytical software used in the power industry is usually very flexible in terms of possible applications. The same software package may be successfully used not only by advisory companies, but also by energy utilities, electricity generators, grid operators, energy traders or investors planning investment projects or acquisitions within the energy sector. Questions related to development perspectives of the energy sector are crucial for all such companies, as the analysis results may be used to support the process of making decisions involving large amounts of capital. Another user group of such tools are regulatory authorities and state executive administration agencies. This group is interested with investigating influence of diverse external influencing factors on future operation of the sector and market strength of energy utilities. It may be said that application of an analytical tool to a large extent depends on configuration of a simulation case. A capability very important for a grid company is transmission grid modelling. This may be done similarly to the case of load distribution calculations (AC or DC) or in a simplified manner, by defining market areas and their grid interconnections (but this approach does not reflect the actual grid and its influence on the power system operation). An additional important 81

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | 80–85

element of grid analyses is determining marginal costs of electricity generation for transmission grid nodes or market areas. This allows specifying transmission tariffs for specific grid nodes or for market areas, and also, in case of more advanced electricity markets, implementation of derivatives (e.g. congestion revenue rights, CRRs or financial transfer rights, FTRs). An element important from an analytical point of view is a way of modelling electricity generation subsystem, which should be adapted to local specific features. In the Polish case this primarily means accurate representation of thermal conventional power plant operation. As for renewables, modelling wind power is most important. For studying calculation results, it is important for the tool to have an advanced graphical user interface (GUI), to facilitate interpretation in visual format (e.g. density maps). This is of huge importance in case of multi-variant grid calculations.

As a result of the review, 14 computer models were selected and synthetically evaluated. The analysed models included (in alphabetical order): AURORAxmp, COMET, GridView, GTMax, IPM, IREMM, NEMS/EMM, PLEXOS, POM, PowerWorld Simulator, PowrSym, PROMOD IV, SCOPE, UPLAN-NMP. Those tools originate outside the European market. Nevertheless this does not mean that they are not used in European countries. Study [3] presents results of usefulness analysis carried out for tools developed in European countries.

3. Result of computational tool analysis 3.1. Analysis criteria General analysis of computational tools supporting the development planning process was performed with respect to two essential criteria groups. The first group concerned the level of satisfying TSO’s needs for creating long-term analyses for interactions between the NTS and electricity market, by improving “economisation” of performed grid analyses in comparison to the traditional approach, which focuses on technical questions only. The other group of criteria concerns only implementation, and involves both evaluation of tool owner’s experience, and actual successful implementations in grid companies, especially American and European TSOs. Six detailed criteria (three for each group) used to review and evaluate computational tools are presented below. Those criteria were also used for simplified valuation of every tool regarding compliance with requirements: • enabling modelling of transmission system operation and development in cooperation with the electricity market, by taking into account merit orders, capacity reserves and appropriate planning horizon • performing marginal prices calculation (in nodes or possibly in areas)

2.2. Analysed tools Characteristic features described in Section 1.3, which are among requirements considered to be significant in the development planning process, became criteria for identifying tools best suited to meet assumed targets. The following sources of information concerning potentially interesting tools were used: a) information from European TSOs concerning methodology for long-term transmission grid development planning used by them, and tools with market and economic elements used in that process b) professional publications (Polish and foreign) on long-term planning problems c) source materials presented at international professional conferences, including those organised by UCTE, ETSO-E, Eurelectric and CIGRE d) public information obtained from websites of analytical tool owners e) working contacts with owners of individual tools.

No.

Name of the software

Marginal price calculation (for nodes or areas)

Modelling including the energy market

Ability to perform power flow calculations

Commercial availability

Vendor’s experience in software sales

Tool utilisation by grid oper ators

AURORAxmp

+++

COMET

+++

GridView

+++

GTMax

IPM

IREMM

NEMS/EMM

PLEXOS

+++

POM

10.

PowerWorld

+++

11.

PowrSym

+++

12.

PROMOD IV

+++

13.

SCOPE

+++

14.

UPLAN-NMP

Legend (evaluation against a criterion) +++ – full compliance, ++ – good compliance, + – sufficient compliance, 0 – no compliance

Tab. 1. Review results and general evaluation of computational tools, source: own research based on collected materials 82

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | 80–85

• ability to perform current distribution calculations in connection with distributing loads between generation units (in normal and emergency states, taking into account margins of safe operation of the power system) or possible cooperation with external tools performing such analyses • tool being offered on commercial terms (also including ready databases of US or European power systems) • experience of a potential tool vendor in sales of similar products (including delivery of software updates enhancing its analytical capabilities and organisation of seminars or conferences for sharing experience of users of the analytical tool) • actual use of the tool by electrical utilities, including grid operators in North America, Europe and other continents.

3.2. General evaluation of analysed tools Tab. 1 presents a result of general evaluation of 14 investigated analytical tools performed with criteria discussed above. Out of the analysed tools GTMax, IPM, IREMM, NEMS/EMM and POM, only permit very generalised modelling of the power transmission system (grid representation), which could affect potential application areas for grid companies and long-term grid analyses. On the other hand, PowerWorld, for example, is a multi-function tool, essentially focused on technical grid analyses with a possibility to resolve optimal power flow problems and take into account generation capacity reserves. The evaluation, presented briefly in Tab. 1, is general-level information. Only detailed analysis of the tools can yield more specific conclusions.

4. Conclusions from the comparative analysis and market review 4.1. Tool development In most cases investigated tools (which may be considered sector-wide tools) have been available on the commercial market for quite a long time. This means that they had been created before deregulation of the energy sector started. At that time they met the requirements for the analytical tools needed by large, vertically integrated power utilities. Analytical needs of such utilities mainly focused on planning analyses concerning electricity generation subsystem and its extensions. This was mainly because the largest part of costs related to the energy value chain is placed in that very subsystem. Later, due to increased interest in sustainable development, environmental subjects also became focus areas, and the tools evolved in this direction. Gradual deregulation and formation of increasingly competitive electricity markets, created a need to perform analyses of prospective market situation for energy generated by producers and specifying the value of generating assets. Another incentive for adapting economic and market tools for current analysis came from expansion of renewable power generation and its integration with the power system. This issue revealed problems related to the transmission grid development not being fast enough in comparison with the growing requirements for generation capacity connection, especially in the case of wind

power. Determining costs related to connecting such sources suffered by the grid operators, as well as social costs of their development, became increasingly important. Due to limited predictability of output of dynamically developed wind power generation, methods for addressing uncertainty in long-term analyses in the form of scenarios – as used before – are no longer sufficient. The significance of probabilistic methods in modelling operation of such sources is increasing, and this is already reflected by currently used computational algorithms.

4.2. Place and role of the transmission grid A transmission system designed for providing electricity transmission services to the electricity market participants is gradually losing its optimal development capabilities in the times of deregulation and spontaneous development of renewable energy sources. Construction of new power lines and new stations is now increasingly dictated by urgent connection needs instead of a necessity to construct a skeleton grid, optimised for reliability or minimising transmission losses. For this reason possibilities for transmission grid optimisation are decreasing, even in longer time periods, and subsequently there is less demand for analytical tools optimising such development. This opens more space for planning analyses for tools of simulation character. Tools of this group are able to chronologically (e.g. throughout a full year, hour-by-hour) model technical relations between two areas and their economic results basing on a defined transmission grid configuration and determined generation portfolio. Thus parameters taken into account include variable values (prices) for grid nodes, which in some cases are incorrectly assigned to market areas. Correct determination of those prices requires defining cost factors related to: electricity generation, congestion and losses. This on the one hand encourages charging market participants with fees reflecting their actual role in the power system, and on the other provides correct signals for generation portfolio extensions, based on market criteria. Assigning those signals to specific locations (nodes) provides not only indicative information mentioned above, but also cognitive information, by indicating distribution, location, reasons and values of created congestion costs. Reduction of such cost should be an essential element of the planning process under market conditions.

4.3. Power distribution optimisation Determining distribution of load between power generation units, taking into account grid conditions and using the optimal power flow (OPF) method, is an important element of market analyses of a power system. The OPF method leads to rational (optimal) utilisation of available transmission capacities within the analysed power system. The obtained solution fits into imposed requirements, which often result from technical and also commercial considerations. But most importantly, a solution determined by such calculations fulfils the objective function defined in the optimisation task. This function is usually related to the cost of power system operation, i.e. cost of generation, transmission and distribution. Minimisation of this function therefore 83

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | 80–85

allows fulfilling the statutory objective of a transmission system operator: of providing an electricity transmission system in as safe and low-cost way as possible. Convergence of this task and the OPF implementation rule fully justifies utilisation of this functionality in the process of development planning. Application of the OPF method in the process of determining future states of a power system, including determining utilisation of power generation units, is fundamental. This problem is so crucial, because the way in which the transmission grid is utilised (loaded) determines future development needs. Thus the OPF method is an extension of the market load distribution between generating units, which takes into account grid restrictions [4]. Taking those observations into account, it needs to be stated that those analytical tools, which include functionalities of determining optimal power flow, both in normal steady state operation and under emergency conditions (e.g. n-1 or n-2), become particularly valuable for development planning. Unfortunately only some of the investigated software packages include such functionalities. This affects the scope of applications and quality of tools utilisation in analytical works for a TSO. Therefore it must be emphasised, that this issue was considered to be a major benefit when analytical capabilities of individual programmes were investigated.

4.4. Grid representation The issue of taking into account the model of the grid whose development is analysed, as discussed in the previous section, is an essential part of the entire process. It also needs to be pointed out that due to historical reasons (original aim of a tool) or sometimes due to application considerations (lack of sufficient computing power) software used for analyses has only limited capabilities of modelling the transmission grid in the process of calculations. In some types of software this issue has been partially resolved by the introduction of a simplified grid which only specifies selected connections, usually connections between the areas of a power system (sometimes also called market areas). In this case there is no real grid representation, but only a substitute, where technical parameters are limited to specification of permissible transmission capacity. This arrangement does not allow OPF type solutions, and only permits solving a relatively simplified system with no direct counterpart in a real-life system. Thus this solution does not comply with requirements of the power grid development process. Owners of the software (often also its authors) have recognised this problem and its significance in current organisational structures of power industry, where transmission (operator’s) activity has been separated from generation (and trading). Therefore new updates for computational tools have been proposed. Some programmes have been extended with interfaces which enable extracting obtained results of optimisation of load distribution between power generation units (without grid) and using them as input values for other (external) applications, which do have

a possibility to carry out calculations taking into account technical parameters of a physical power grid. This solution allows verifying the task of obtaining the best (from the objective function’s point of view) result against grid limitations. Yet it needs to be emphasised that separation of the simulation process into the “without grid” and “with grid” stages, amplifies connections forced by the layout of generating units (minimising generation costs), while not allowing full utilisation of existing infrastructure. This forces an operator to develop connections with regard to existing cheap generation units and increases disparity of power system development (generation-heavy and consumption-heavy areas), thus violating balanced development principles and threatening security of supply. Except for those considerations, it should be noted that in the case of presented solutions one should acquire all software components required for full development analysis in order to perform comprehensive analysis.

4.5. Time representation Review of available software also reveals that it is worth paying attention to different approaches to time function modelling. An approach to this issue is related to a tool’s place within the planning process. Investigated tools may be divided into two groups, i.e. tools with continuous (chronological) simulation and tools simulating separate conditions (so-called snap-shot tools). In the former case analysis covers a certain time frame, with a time step resulting from input assumptions (usually one hour). Such analyses are very accurate and effective. Nevertheless to carry them out and obtain effective results appropriate input data is required. Result of the analysis and its quality will directly depend on the input quality. The other analysis formula is investigation of certain system conditions and generalisation of conclusions upon results obtained for such states. Within a planning perspective, individual conditions may yield a smaller error than the entire sequence (continuous analysis). Nevertheless a disadvantage of this approach is a difficulty related to translating selected states into effects within a wider time horizon (annual and longer). Also in such a case analysis is not continuous, so it is not possible to track cause-effect relations and development of a power system.

5. Conclusions New conditions under which a power system operates, including progressive market development, force transmission system operators to change their attitude to long-term transmission grid development planning. In the new approach this process should no longer be limited to purely technical dimension, but it should primarily be based on economic and market-related issues. A changed scope of planning analyses requires adjustment of methodology, but also procurement and implementation of appropriate computational tools. Using those tools may not be limited to analyses within system development planning,

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | 80–85

but must also extend to analyses of strategic character, including studies of demand-supply relations and market interactions. Those are new functionalities of a software tools used to support planning of transmission grid development. REFERENCES

1. Przygrodzki M., Modelowanie rozwoju sieci elektroenergetycznej współpracującej ze źródłami rozproszonymi [Modeling of the development of power systems working with distributed sources], Gliwice 2011.

2. Kocot H., Analiza i synteza rozwoju systemu elektroenergetycznego z wykorzystaniem kosztów krańcowych [Analysis and synthesis of the development of the power system with the use of marginal costs], Gliwice 2012. 3. Kwiatkowski M., Modele rynkowe i ich zastosowanie w sektorze elektroenergetycznym [Market models and their use in the energy sector], Rynek Energii 2010, No. 4 (89). 4. Korab R., Optymalizacja operatorstwa przesyłowego w krajowym systemie elektroenergetycznym [Optimisation of transmission system operation in polish power system], Gliwice 2011.

Mieczysław Kwiatkowski PSE Innowacje sp z o.o. Dr Kwiatkowsk was an expert at PSE Innowacje sp. z o.o. His work was focused on the issues of long-term development of the national power system, especially forecasting demand for electricity, determining sufficiency of a generation subsystem and planning transmission grid development. He had performed analyses concerning advisability and effectiveness of implementing new technical solutions at the TSO.

Maksymilian Przygrodzki PSE Innowacje sp z o.o. | Silesian University of Technology | PS&C e-mail: Maksymilian.Przygrodzki@polsl.pl Lecturer at the Institute of Power Systems & Control, Silesian University of Technology and expert at PSE Innowacje sp. z o.o. His work focuses on issues of power grid operation, especially in long term periods, as well as distributed power generation.

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 80–85

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 80–85. When referring to the article please refer to the original text. PL

Analiza narzędzi wspomagających planowanie rozwoju sieci przesyłowej w warunkach rynkowych Autorzy

Mieczysław Kwiatkowski Maksymilian Przygrodzki

Słowa kluczowe

sieć przesyłowa, planowanie rozwoju

Streszczenie

W artykule autorzy poddali dyskusji zmiany uwarunkowań funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz powiązanego z nim procesu planowania rozwoju krajowego systemu przesyłowego, skutkujące zwiększaniem znaczenia analiz o charakterze ekonomiczno-rynkowym. Opierając się na analizie metodyki i narzędzi obliczeniowych, oferowanych na zasadach komercyjnych, przedstawiono przesłanki kierunków modyfikacji metodyki planowania rozwoju w warunkach polskich.

1. Planowanie rozwoju sieci przesyłowej 1.1. Wstęp Problematyka metodyki długoterminowego planowania rozwoju krajowego systemu przesyłowego (KSP) jest ściśle związana z rozwojem całego krajowego systemu elektroenergetycznego. Wynika to głównie z funkcji usługowej świadczonej przez KSP na rzecz uczestników rynku energii elektrycznej. Funkcja usługowa systemu przesyłowego przejawia się w dwóch zasadniczych zadaniach realizowanych przez ten system. Pierwsze z nich dotyczy zapewnienia infrastruktury technicznej, która umożliwi realizację transakcji handlowych pomiędzy uczestnikami rynku energii elektrycznej w ramach funkcjonowania łańcucha wartości tej energii, od momentu jej wytworzenia w źródłach wytwórczych aż do jej zużycia przez odbiorców końcowych. Drugie zasadnicze zadanie dotyczy utrzymania niezawodności pracy systemu przesyłowego w zakresie uzasadnionym ekonomicznie. Oba zadania są ściśle ze sobą związane oraz wzajemnie zależne. Infrastruktura techniczna systemu przesyłowego powinna zapewniać od strony ilościowej realizację transakcji zawieranych pomiędzy uczestnikami rynku energii elektrycznej, natomiast od strony jakościowej – niezawodność pracy tej infrastruktury. Realizacja obu tych zadań w warunkach polskich jest w gestii spółki PSE SA, wykonującej w kraju funkcję operatora systemu przesyłowego (OSP). 1.2. Uwarunkowania rozwoju Przyjmując założenie, że energia elektryczna jest dobrem konsumpcyjnym, można liczyć się w kolejnych latach ze zwiększaniem wymagań ilościowych i jakościowych odnośnie dostaw tego dobra. Przy spełnianiu w przyszłości tych wymagań należy brać pod uwagę pewne specyficzne uwarunkowania związane z: • dużą kapitałochłonnością elektroenergetyki jako gałęzi gospodarki o charakterze infrastrukturalnym • problemami związanymi z rozbudową sieci przesyłowej zgodnie z potrzebami uczestników rynku energii elektrycznej, spowodowanymi narastającymi ograniczeniami lokalizacyjnymi nowych elementów infrastruktury przesyłowej

oraz zwiększającą się długością cyklów inwestycyjnych. Wymienione uwarunkowania mają charakter egzogeniczny w stosunku do możliwości decyzyjnych OSP w zakresie rozwoju infrastruktury przesyłowej. Dodatkowo w ostatnich latach pojawiły się kolejne uwarunkowania wpływające na możliwości realizacji przez system przesyłowy dwóch na wstępie postawionych zadań: • szybki rozwój energetyki odnawialnej (głównie farm wiatrowych), który w dużej skali wpływa na zmianę geografii wytwarzania energii elektrycznej oraz na konieczność zapewnienia wyprowadzenia mocy elektrycznej z takich źródeł i dostarczenia jej do odbiorców końcowych • systematyczne zaostrzanie ograniczeń w zakresie emisji zanieczyszczeń spowodowanych wytwarzaniem energii elektrycznej, dotyczące w pierwszej kolejności źródeł konwencjonalnych wykorzystujących paliwa węglowe, mogące skutkować w przypadku zdekapitalizowania się majątku brakiem odtworzeń w ogóle lub odtworzeniami w innych, niż dotychczas wykorzystywane, technologiach (np. gazowych, jądrowych) • zwiększanie znaczenia problematyki rezerw systemowych oraz udziału w strukturze jednostek wytwórczych źródeł o bardziej elastycznych charakterystykach operacyjnych, jako odpowiedź na zwiększenie w systemie liczby źródeł wytwórczych o pracy stochastycznej, niepoddających się planowaniu • zmiany przyzwyczajeń odbiorców końcowych w zakresie użytkowania energii elektrycznej, wynikające z pojawiania się nowych kategorii odbiorników energii elektrycznej, możliwości autoprodukcji, czy też zmian w rytmie funkcjonowania jednostek i całych grup społecznych. Na sposób realizacji przez OSP zadań w dziedzinie planowania rozwoju KSP szczególny wpływ będzie miało również ograniczenie pola w zakresie kształtowania konfiguracji sieci przesyłowej. Są to efekty zwiększania się udziału rozwoju zdeterminowanego w całym rozwoju sieci przesyłowej, wynikające głównie z przyłączeń nowych źródeł wytwórczych (w tym OZE) oraz ewentualne dodatkowe wzmocnienia

systemu przesyłowego wynikające z realizacji tych przyłączeń. Ograniczenie pola decyzyjnego w zakresie kierunków rozwoju systemu przesyłowego skutkuje tym, że jego rozwój staje coraz mniej optymalny, przez co osiągnięcie tych samych celów strategicznych może się okazać bardziej kosztowne. 1.3. Wymagania dla metodyki planowania Uwarunkowania dotyczące zadań realizowanych przez KSP na rzecz uczestników rynku energii elektrycznej wymagają modyfikacji lub nawet zmiany podejścia do metodyki planowania rozwoju KSP [1]. Dotyczy to tak samo sfery planowania technicznego, jak i wzmocnienia sfery ekonomicznej i rynkowej tego planowania. Sfera ekonomiczna powinna koncentrować się głównie na zwymiarowaniu od strony ekonomicznej i rynkowej technicznych skutków wariantów rozwoju KSP w następującym zakresie [2]: • określanie korzyści ekonomicznych i syntetycznych ich miar na poziomie systemowym, wynikających z realizacji poszczególnych wariantów rozwojowych (całego KSP lub kolejnych projektów inwestycyjnych) • określania wpływu wariantów rozwojowych KSP na rynkową cenę energii elektrycznej • wyznaczania ekonomicznych wskaźników węzłowych, np. kosztów (cen) krańcowych energii elektrycznej w węzłach sieci przesyłowej. Ostatni z przytoczonych elementów efektów ekonomiczno-rynkowych rozwoju KSP ma szczególne znaczenie dla: • poszukiwania w długim horyzoncie czasu instrumentów o charakterze rynkowym, pozwalających na kształtowanie zachęt inwestycyjnych do budowy nowych mocy wytwórczych • racjonalizacji opłat przesyłowych, ponoszonych przez uczestników rynku energii elektrycznej, w celu ich dostosowania do rzeczywistych kosztów dostarczania energii elektrycznej do danego punktu sieciowego • skutków obszarowych i regionalnych realizacji nowych projektów inwestycyjnych w zakresie rozwoju sieci przesyłowej.

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 80–85

Wynikające z nowych uwarunkowań postulowane rozszerzenie metodyki planowania rozwoju KSP w obszarze ekonomiczno-rynkowym może być realizowane dwoma podstawowymi ścieżkami. Pierwsza z nich, może zakładać opracowanie na potrzeby OSP nowej metodyki we własnym krajowym zakresie, wykonanie na jej podstawie stosownego narzędzia analitycznego oraz jego wdrożenie. Druga z alternatywnych ścieżek rozwoju metodycznego polega na implementacji w warunkach krajowych gotowego oprogramowania pozyskanego z zagranicy na warunkach komercyjnych, łącznie z ewentualną jego adaptacją do specyficznych potrzeb PSE SA. Obie z wymienionych ścieżek mają swoje strony pozytywne i negatywne. Koncentrując się na drugim z opisanych, rozwiązań do pozytywów należą: • krótszy okres implementacyjny metodyki przy oczekiwanych niższych kosztach całego przedsięwzięcia • możliwość wdrożenia metodyki i narzędzia sprawdzonego już u innych zagranicznych operatorów sieciowych, mających zbliżone do PSE SA uwarunkowania funkcjonowania • możliwość pozyskania rozwiązań metodycznych i informatycznych niestosowanych do tej pory w warunkach krajowych. Do podstawowych negatywów tej ścieżki należy możliwość adaptacji narzędzia, które w niewystarczającym stopniu odwzoruje specyfikę KSP i krajowego rynku energii elektrycznej. Ryzyko negatywnych efektów implementacji metodyki zagranicznej można częściowo ograniczyć poprzez włączenie w przedsięwzięcie prac o charakterze adaptacyjnym. Należy jednak również pamiętać o tym, że dziedzina planowania długoterminowego rozwoju sektora elektroenergetycznego, z racji długiego horyzontu wykonywanych analiz, co do zasady zakłada stosowanie uproszczeń w odwzorowaniu systemu elektroenergetycznego oraz rynku energii elektrycznej. Są one dopuszczalne do takiego momentu, gdy błąd przez nie generowany ma wagę o rząd wielkości niższą od innych założeń czy scenariuszy wykorzystanych na wejściu do tego typu analiz. 2. Narzędzia komercyjne wspomagające planowanie rozwoju 2.1. Uwagi ogólne Wykonanie i wdrożenie zaawansowanego oprogramowania wymaga przygotowanego do tego zadania sztabu specjalistów, a także odpowiednich nakładów finansowych. Doświadczenia zagraniczne wskazują, że takiego zadania podejmują się z reguły duże firmy doradcze o ustalonej pozycji rynkowej lub zespoły specjalistów wyłonionych ze środowiska akademickiego w celu prowadzenia działalności gospodarczej. W obu przypadkach niezbędnym warunkiem jest dostęp do zaawansowanych technik matematyczno-informatycznych. Firmy doradcze posiadające oprogramowanie analityczne bardziej nastawiają się na świadczenie własnych usług, podczas gdy firmy drugiego typu definiują swój główny nurt biznesowy jako sprzedaż licencji na użytkowanie oprogramowania analitycznego oraz świadczenie usług towarzyszących jego wdrożeniu. Usługi te mogą dotyczyć dostosowania oprogramowania do

specyficznych potrzeb pojedynczego klienta, dostarczania zaktualizowanych wersji oprogramowania, cechujących się większymi możliwościami analitycznymi oraz organizowania szkoleń i seminariów dla obecnych użytkowników oprogramowania, pozwalających na wymianę doświadczeń eksploatacyjnych i doskonalenie umiejętności posługiwania się tym oprogramowaniem. Może również być i tak, że oprogramowanie analityczne zostanie wykonywane przez firmę konsultingową lub doradczą na potrzeby konkretnego podmiotu i przechodzi ono na jego własność. Z reguły dotyczy to zamówień państwowych, związanych z wyposażeniem w oprogramowanie różnego rodzaju agend rządowych. Komercyjne oprogramowanie analityczne, wykorzystywane na potrzeby sektora elektroenergetycznego, z reguły cechuje się dużą elastycznością z punktu widzenia możliwych jego zastosowań. To samo oprogramowanie, poza firmą doradczą, może być z powodzeniem wykorzystywane przez grupy energetyczne, przedsiębiorstwa wytwórcze, przedsiębiorstwa sieciowe, firmy zajmujące się obrotem energią elektryczną, inwestorów planujących inwestycje lub akwizycje w tym sektorze. Zagadnienia związane z perspektywami rozwojowymi sektora elektroenergetycznego dla wszystkich z tych przedsiębiorstw mają duże znaczenie, gdyż wyniki analiz mogą być wykorzystywane do podejmowania decyzji potencjalnie związanych z angażowaniem dużych środków kapitałowych. Inną grupę użytkowników tych narzędzi stanowią urzędy regulacyjne oraz wykonawcza administracja państwowa. Ta grupa z kolei jest zainteresowana m.in. badaniem skutków wpływu zróżnicowanych czynników zewnętrznych na dalsze funkcjonowanie sektora oraz siły rynkowej poszczególnych przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Można stwierdzić, że w dużej mierze zastosowanie danego narzędzia analitycznego zależy od sposobu skonfigurowania przypadku obliczeniowego. Dla potrzeb przedsiębiorstwa sieciowego cenną właściwością jest możliwość odwzorowania sieci przesyłowej. Może to być wykonane w podobny sposób, jak przy obliczeniach rozpływowych (stało- lub zmiennoprądowych) lub w sposób uproszczony, poprzez zdefiniowanie obszarów rynkowych oraz powiązań sieciowych pomiędzy nimi (nie odwzorowuje to jednak rzeczywistej sieci i jej wpływu na funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego). Dodatkowym, istotnym elementem na potrzeby analiz sieciowych, jest określanie kosztów krańcowych energii elektrycznej w węzłach sieci przesyłowej lub dla obszarów rynkowych. Umożliwia to dokonanie przejścia do określenia taryf przesyłowych w węzłach sieci lub dla obszarów rynkowych, a także w przypadku bardziej zaawansowanych rynków energii elektrycznej, stosowanie pochodnych instrumentów rynkowych (np. praw do uzyskania dochodu przy ograniczeniach przesyłowych – CRR lub finansowych praw do przesyłu – FTR). Ważnym elementem – z analitycznego punktu widzenia – jest również sposób odwzorowania podsystemu wytwarzania energii elektrycznej, który powinien być dostosowany do jego lokalnej specyfiki, co w polskim przypadku oznacza przede

wszystkim precyzyjne odwzorowanie pracy źródeł cieplnych konwencjonalnych. Spośród źródeł odnawialnych największe znaczenie ma odwzorowanie źródeł wiatrowych. Przy interpretacji wyników obliczeń ważne jest, aby narzędzie było wyposażone w zaawansowany interfejs graficzny użytkownika (GUI), ułatwiający interpretację tych wyników w postaci wizualnej (np. map gęstości). Ma to duże znaczenie szczególnie w przypadku wielowariantowych obliczeń sieciowych. 2.2. Analizowane narzędzia Opisane w rozdziale 1.3 cechy charakterystyczne, będące częścią rozpatrywanych wymagań istotnych w procesie planowania rozwoju, stały się podstawą do identyfikacji zbioru narzędzi najlepiej spełniających postawione wymagania. Jako źródła informacji o narzędziach, potencjalnie będących w zakresie zainteresowania, wykorzystano: a) informacje pochodzące od europejskich OSP w sprawie stosowanej metodyki długoterminowego planowania rozwoju sieci przesyłowej oraz wykorzystywanych w tym procesie narzędzi z elementami ekonomiczno-rynkowymi b) publikacje branżowe (krajowe i zagraniczne) dotyczące tematyki planowania długoterminowego c) materiały źródłowe, prezentowane na międzynarodowych konferencjach branżowych organizowanych m.in. przez UCTE, ENTSO-E, Eurelectric i CIGRE d) informacje o charakterze publicznym, pozyskane ze stron internetowych właścicieli narzędzi analitycznych e) kontakty robocze z właścicielami poszczególnych narzędzi. W wyniku przeprowadzonej inwentaryzacji narzędzi wybrano 14 modeli komputerowych, dla których przygotowano oceny syntetyczne. Wśród analizowanych modeli uwzględniono programy (w kolejności alfabetycznej): AURORAxmp, COMET, GridView, GTMax, IPM, IREMM, NEMS/EMM, PLEXOS, POM, PowerWorld Simulator, PowrSym, PROMOD IV, SCOPE, UPLAN-NMP. Narzędzia te pochodzą spoza rynku europejskiego. Niemniej jednak nie oznacza to, że nie są one wykorzystywane w krajach europejskich. W publikacji [3] przedstawiono wyniki analiz wykonanych dla przydatności narzędzi opracowanych w krajach europejskich. 3. Wynik analizy narzędzi obliczeniowych 3.1. Kryteria analizy Ogólną analizę narzędzi obliczeniowych wspomagających proces planowania rozwoju wykonano pod kątem dwóch zasadniczych grup kryteriów. Pierwsza grupa dotyczy stopnia spełnienia specyficznych potrzeb OSP pod kątem wykonywania długoterminowych analiz na styku KSP i rynku energii elektrycznej, przez podniesienie stopnia „ekonomizacji” wykonywanych analiz sieciowych, w odniesieniu do tradycyjnego podejścia, polegającego na koncentracji analiz wyłącznie na zagadnieniach technicznych. Drugi obszar kryteriów ma charakter ściśle implementacyjny i wiąże się zarówno z oceną doświadczenia własnego właściciela narzędzia w dziedzinie implementacyjnej, jak i z realnymi

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 80–85

organizuje seminaria i konferencje dotyczące doświadczeń z użytkowania narzędzia analitycznego) • wykorzystywanie narzędzia przez przedsiębiorstwa elektroenergetyczne, w tym przez operatorów sieciowych w Ameryce Północnej, Europie i na innych kontynentach. 3.2. Ogólna ocena analizowanych narzędzi W tab. 1 przedstawiono uzyskany z uwzględnieniem powyższych kryteriów wynik ogólnego wartościowania, branych pod uwagę 14 narzędzi analitycznych. Spośród analizowanych narzędzi, takie jak: GTMax, IPM, IREMM, NEMS/EMM oraz POM, dysponują bardzo uogólnionym sposobem opisu podsystemu przesyłu energii elektrycznej (odwzorowanie sieci), wpływającym na możliwy zakres zastosowania w przedsiębiorstwach przesyłowych na potrzeby długoterminowych analiz sieciowych. Dla odmiany, przykładowo program PowerWorld jest narzędziem wielofunkcyjnym, koncentrującym się zasadniczo na technicznych analizach sieciowych z możliwością rozwiązywania optymalnego rozpływu mocy i uwzględnienia rezerw wytwórczych. Ocena, przedstawiona skrótowo w tab. 1, ma ogólny charakter informacyjny. Dopiero ze szczegółowej analizy narzędzi płyną wnioski o szerszym charakterze.

Doświadczenie dostawcy w sprzedaży oprogramowania

Wykorzystanie narzędzia przez operatorów sieciowych

AURORAxmp

+++

COMET

+++

GridView

+++

GTMax

IPM

IREMM

NEMS/EMM

PLEXOS

POM

10.

PowerWorld

+++

11.

PowrSym

+++

12.

PROMOD IV

+++

13.

SCOPE

+++

14.

UPLAN-NMP

L.p.

Nazwa programu

Dostępność komercyjna

Możliwość wykonywania obliczeń rozpływowych

4. Przesłanki wynikające z analizy porównawczej i rozpoznania rynku 4.1. Rozwój narzędzi W większości badane narzędzia (można je uznać jako narzędzia o zakresie sektorowym)

Obliczenia cen krańcowych (węzłowych lub obszarowych)

Modelowanie systemu w powiązaniu z rynkiem energii elektrycznej

sukcesami na polu jego wdrożenia w przedsiębiorstwach sieciowych, w szczególności amerykańskich i europejskich operatorów systemów przesyłowych. Poniżej przedstawiono sześć szczegółowych kryteriów (po trzy dla każdego z opisanych obszarów), według których przeprowadzono rozpoznanie i ocenę narzędzi obliczeniowych. Prezentowane kryteria posłużyły również do uproszczonego wartościowania każdego z tych narzędzi pod kątem spełnienia wymagań: • umożliwienie modelowania funkcjonowania i rozwoju systemu przesyłowego w powiązaniu z rynkiem energii elektrycznej, poprzez uwzględnienie rynkowego rozdziału obciążeń na jednostki wytwórcze, rezerw mocy oraz odpowiedniego horyzontu planistycznego • wykonywanie obliczeń cen krańcowych (węzłowych lub ewentualnie obszarowych) • możliwość wykonywania obliczeń rozpływowych w powiązaniu z rozdziałem obciążeń na jednostki wytwórcze (w tym w stanach normalnych i w stanach awaryjnych, uwzględniając margines bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego) lub ewentualnie możliwości współpracy z zewnętrznymi narzędziami wykonującymi takie analizy • oferowanie narzędzia na zasadach komercyjnych (w tym z gotowymi bazami danych, odwzorowującymi systemy elektroenergetyczne USA lub Europy) • doświadczenie potencjalnego dostawcy narzędzia w zakresie sprzedaży podobnych produktów (prowadzi m.in. bieżącą aktualizację oprogramowania zwiększającą jego możliwości analityczne oraz

+++

Objaśnienia (ocena względem kryterium): +++ – spełnia w pełni, ++ – spełnia dobrze, + – spełnia dostatecznie, 0 – nie spełnia Tab. 1. Wyniki analizy i ogólna ocena narzędzi obliczeniowych, źródło: opracowanie własne na podstawie zgromadzonych materiałów

stosunkowo długo są już obecne na rynku komercyjnym. Powstały więc one jeszcze przed rozpoczęciem deregulacji sektora elektroenergetycznego. Odpowiadały wówczas na potrzeby stawiane narzędziom analitycznym dla dużych, zintegrowanych pionowo przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Potrzeby analityczne tych przedsiębiorstw kładły głównie nacisk na analizy planistyczne, dotyczące podsystemu wytwarzania energii elektrycznej i jego rozbudowy. Było to głównie motywowane tym, że największa część kosztów związanych z łańcuchem wartości energii elektrycznej jest zlokalizowana właśnie w tym podsystemie. Z czasem wobec rosnącego zainteresowania zrównoważonym rozwojem coraz większe zainteresowanie dotyczyło tematyki ekologicznej, co spowodowało ewolucję tych narzędzi właśnie w tym kierunku. Stopniowa deregulacja oraz kształtowanie się coraz bardziej konkurencyjnych rynków energii elektrycznej, wywołały potrzebę wykonywania analiz dotyczących określania perspektyw lokowania energii elektrycznej, wytworzonej przez producentów na rynku oraz określania wartości aktywów wytwórczych. Kolejnym impulsem do dostosowywania narzędzi o charakterze ekonomiczno-rynkowym do bieżących potrzeb analitycznych była ekspansja energetyki odnawialnej i jej integracja z systemem elektroenergetycznym. Przy tej okazji szczególnie uwydatniły się problemy związane z nienadążaniem rozwoju sieci przesyłowej za potrzebami przyłączeniowymi źródeł wytwórczych, a zwłaszcza źródeł wiatrowych. Coraz większego znaczenia zaczęło nabierać określenie kosztów ponoszonych przez operatorów sieciowych związane z przyłączaniem tych źródeł, a także kosztów społecznych ich rozwoju. Wobec ograniczonej przewidywalności pracy dynamicznie rozwijanych źródeł wiatrowych dotychczasowe sposoby uwzględniania niepewności w długich horyzontach czasowych w postaci scenariuszy okazują się niewystarczające. Stale wzrasta znaczenie metod probabilistycznych w odwzorowywaniu pracy tych źródeł, co ma już odbicie w stosowanych algorytmach obliczeniowych. 4.2. Miejsce i rola sieci przesyłowej System przesyłowy zaprojektowany do świadczenia uczestnikom rynku energii elektrycznej usług w zakresie przesyłu, w okresie deregulacji i spontanicznego rozwoju źródeł odnawialnych, coraz bardziej traci swoje możliwości optymalnego rozwoju. Budowa nowych linii oraz nowych stacji elektroenergetycznych jest w coraz większym stopniu podyktowana doraźnymi potrzebami przyłączeniowymi, a nie koniecznością budowy sieci szkieletowej, zoptymalizowanej pod kątem niezawodności oraz pod kątem np. minimalizacji strat przesyłowych. Z tego względu obserwuje się proces kurczenia obszaru optymalizacji rozwoju sieci przesyłowej nawet w długim okresie czasowym oraz mniejsze zapotrzebowanie na narzędzia analityczne optymalizujące ten rozwój. Skutkiem tego zwiększa się pole do analiz planistycznych dla narzędzi o charakterze symulacyjnym. Narzędzia tej grupy w oparciu o zdefiniowaną konfigurację sieci przesyłowej

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 80–85

i zdeterminowany skład źródeł wytwórczych są w stanie w sposób chronologiczny (np. cały rok godzina po godzinie) odwzorować relacje techniczne pomiędzy tymi dwoma obszarami i ich skutki rynkowo-ekonomiczne. Stąd uwzględnia się między innymi wskaźniki (ceny) węzłowe, w niektórych przypadkach mylnie przypisywane wyłączenie obszarom rynkowym. Prawidłowe określenie wartości tych cen wymaga określenia składników kosztowych związanych z: produkcją energii elektrycznej, kosztami ograniczeń przesyłowych oraz kosztami strat. Daje to impuls z jednej strony do taryfowania uczestników rynku energii elektrycznej zgodnie z ich rzeczywistą rolą w systemie elektroenergetycznym, z drugiej zaś strony daje prawidłowe sygnały o rozbudowie bazy wytwórczej oparte na kryteriach rynkowych. Przypisanie tych sygnałów konkretnym lokalizacjom (węzłom) ma – poza wspomnianym powyżej celem indykatywnym – charakter poznawczy, wskazując rozkład, lokalizację, przyczyny i wartość powstawania kosztów ograniczeń. Redukcja tych kosztów powinna być zasadniczym elementem procesu planowania w warunkach rynkowych. 4.3. Optymalizacja rozpływu mocy Ważnym elementem analiz rynkowych w zakresie systemu przesyłowego, jest określanie rozdziału obciążeń jednostek wytwórczych energii elektrycznej przy uwzględnieniu uwarunkowań sieciowych metodą optymalnego rozpływu mocy (OPF). Metoda OPF pozwala na jak najlepsze (optymalne) wykorzystanie istniejących zdolności przesyłowych w analizowanym systemie elektroenergetycznym. Uzyskane rozwiązanie spełnia przy tym narzucone ograniczenia, wynikające często ze względów technicznych, a także handlowych. Przede wszystkim zaś wyznaczone w ramach obliczeń rozwiązanie spełnia sformułowaną w zadaniu optymalizacyjnym funkcję celu. Funkcja ta zwykle jest związana z kosztami działania systemu elektroenergetycznego, a więc kosztami wytwarzania, przesyłu i dystrybucji. Minimalizacja tej funkcji, spełnia więc postawione przed operatorem systemu przesyłowego, statutowe zadanie świadczenia usługi przesyłu energii elektrycznej w sposób bezpieczny i po możliwie najniższych kosztach. Zbieżność tego zadania z zasadą realizacji OPF w pełni uzasadnia wykorzystanie tej funkcji w ramach planowania rozwoju. Wykorzystanie metody OPF w wyznaczaniu przyszłych stanów systemu elektroenergetycznego, w tym w określaniu wykorzystania jednostek wytwórczych, ma podstawowe znaczenie. Waga tego problemu wynika stąd, iż sposób wykorzystania (obciążania się) sieci przesyłowej wyznacza potrzeby rozwojowe. Metoda OPF jest zatem rozwinięciem metody rynkowego rozdziału obciążeń na jednostki wytwórcze o uwzględnienie ograniczeń sieciowych [4]. Uwzględniając powyższe spostrzeżenia należy zauważyć, że szczególnego znaczenia dla potrzeb planowania rozwoju nabierają zatem te narzędzia analityczne, które posiadają w swoich funkcjach możliwość określenia optymalnego rozpływu mocy

zarówno w stanach pracy ustalonej, jak i w stanach awaryjnych (np. n-1 czy n-2). Niestety, tylko część badanych programów posiada takie możliwości. Tym samym wpływa to na zakres zastosowań i sposób jakości wykorzystania w pracach analitycznych na potrzeby OSP. Należy zatem podkreślić, że przeprowadzając rozpoznanie możliwości analitycznych badanych programów komputerowych, powyższy fakt postawiono jako jeden z bardzo ważnych atutów poszczególnych aplikacji. 4.4. Odwzorowanie sieci Podniesiony w poprzednim punkcie, problem uwzględniania sieci – będącej przedmiotem badań – w analizach rozwojowych sieci jest kluczowym elementem całego procesu. Należy również zauważyć, że niekiedy ze względów historycznych (pierwotne przeznaczenie narzędzia), a niekiedy aplikacyjnych (brak wystarczających możliwości obliczeniowych) stosowane programy komputerowe mają ograniczone możliwości odwzorowania sieci przesyłowej w obliczeniach. Kwestia ta została w niektórych programach rozwiązana połowicznie, tj. wprowadzono uproszczoną sieć, która określa jedynie wybrane połączenia, dotyczące zwykle powiązań pomiędzy obszarami systemu elektroenergetycznego (zwanymi czasem też obszarami rynkowymi). W tym przypadku nie występuje rzeczywista reprezentacja sieci, a jedynie jej namiastka, w której parametry techniczne ograniczone zostają do określenia dopuszczalnej zdolności przesyłowej. W takim układzie nie można mówić o rozwiązaniu w kategorii OPF, a jedynie o uzyskiwaniu rozwiązania na miarę uproszczonego układu, bez możliwości znalezienia jego odpowiednika w systemie rzeczywistym. Nie spełnia to zatem postulatów rozwoju sieci przesyłowej. Właściciele oprogramowania (często również jego autorzy) dostrzegli nakreślony powyżej problem oraz jego wagę w obecnych strukturach organizacyjnych funkcjonowania elektroenergetyki, gdzie rozdzieleniu uległa działalność przesyłowa (operatorska) i wytwórcza (oraz handlowa). W związku z tym zaproponowano kolejną wersję modyfikacyjną narzędzi obliczeniowych. W niektórych programach dodano interfejsy, które umożliwiają wyprowadzenie uzyskanych wyników optymalizacji rozdziału obciążeń na jednostki wytwórcze (bez sieci) i użycie ich jako wielkości wejściowych do innych (zewnętrznych) aplikacji, posiadających możliwość realizacji obliczeń z wykorzystaniem technicznych parametrów fizycznej sieci elektroenergetycznej. Rozwiązanie to pozwala na zweryfikowanie zadania uzyskania najlepszego (z uwagi na funkcję celu) wyniku przy zweryfikowaniu ograniczeń sieciowych. Należy jednak podkreślić, że uzyskany w tym przypadku rozdział procesu obliczeniowego na etap „bez sieci” oraz „z siecią” daje w wyniku wzmocnienie połączeń wymuszone układem jednostek wytwórczych (minimalizacją kosztów wytwarzania), nie dając możliwości pełnego wykorzystania istniejącej infrastruktury. Zmusza to operatora do rozwijania połączeń

względem istniejących tanich jednostek zwiększa dysproporcje rozwoju systemu elektroenergetycznego (obszary generacyjne i odbiorcze), nadwyrężając zasady równomiernego rozwoju i bezpieczeństwa pokrycia zapotrzebowania. Poza powyższymi względami należy zauważyć, że w przypadku przedstawionych rozwiązań należy, w celu realizacji pełnego procesu analitycznego, zaopatrzyć się we wszystkie programy składowe wymagane do przeprowadzenia pełnych obliczeń rozwojowych. 4.5. Odwzorowanie czasu W efekcie przeprowadzonych dotychczas analiz dostępnych programów warto również zwrócić uwagę na kwestie sposobu modelowania funkcji czasu. Podejście do tego problemu jest powiązane z miejscem narzędzia w procesie planowania. Badane narzędzia można podzielić na dwie grupy, tj. narzędzia z symulacją w trybie ciągłym (chronologiczną) oraz narzędzia z symulacją w formie pojedynczych stanów (tzw. snap-shot). W pierwszym przypadku analiza dotyczy określonego odcinka czasu, przy uwzględnieniu kroku analizy wynikającego ze wstępnie przyjętych wytycznych (zwykle jedna godzina). Analizy te są bardzo dokładne i efektywne. Niemniej jednak dla ich realizacji i uzyskania efektywnych wyników niezbędne jest posiadanie danych wejściowych. Od jakości tych danych będzie bowiem zależał wynik analizy i jego jakość. Druga formuła realizacji analizy to badanie określonych stanów pracy systemu i uogólnienie wniosków na bazie wyników uzyskanych dla tych stanów. W perspektywie planistycznej przyjęcie pojedynczych stanów może wnosić mniejszy błąd, niż przyjęcie całej sekwencji (analiza ciągła). Niemniej jednak wadą tego rozwiązania jest trudność przełożenia wybranych stanów na efekty o szerszym horyzoncie czasu (roczne, wieloletnie). Również w tym przypadku brak jest ciągłości analizy, a więc badania ciągów przyczynowo-skutkowych potrzeb i rozwoju systemu elektroenergetycznego. 5. Wnioski Nowe uwarunkowania funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym postępujące urynkowienie, wymagają od operatorów systemów przesyłowych zmiany podejścia do procesu długoterminowego planowania rozwoju sieci przesyłowej. W nowym podejściu proces ten nie powinien być utożsamiany wyłącznie z wymiarem technicznym, ale w pierwszej kolejności powinien bazować na zagadnieniach ekonomiczno-rynkowych. Zmiana zakresu analiz planistycznych wymaga korekt metodycznych oraz pozyskania i implementacji stosownych narzędzi obliczeniowych. Wykorzystanie tych narzędzi nie może być ograniczone tylko do analiz w ramach opracowywania planów rozwoju systemu, ale również do analiz o charakterze strategicznym, w tym do analiz relacji popytowo-podażowych i oddziaływań rynkowych. Są to nowe właściwości narzędzi obliczeniowych, wspomagających proces planowania rozwoju sieci przesyłowej.

M. Kwiatkowski, M. Przygrodzki | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 80–85

Bibiografia 1. Przygrodzki M., Modelowanie rozwoju sieci elektroenergetycznej współpracującej ze źródłami rozproszonymi, Gliwice 2011. 2. Kocot H., Analiza i synteza rozwoju systemu elektroenergetycznego z wykorzystaniem kosztów krańcowych, Gliwice 2012. 3. Kwiatkowski M., Modele rynkowe i ich zastosowanie w sektorze elektroenergetycznym, Rynek Energii 2010, nr 4 (89). 4. Korab R., Optymalizacja operatorstwa przesyłowego w krajowym systemie elektroenergetycznym, Gliwice 2011.

Mieczysław Kwiatkowski

dr inż. PSE Innowacje sp z o.o. Był ekspertem w PSE Innowacje sp. z o.o. Zajmował się problematyką długoterminowego rozwoju KSE, w tym w szczególności metodyką prognozowania popytu na energię elektryczną, określania wystarczalności podsystemu wytwórczego oraz planowania rozwoju elektroenergetycznej sieci przesyłowej. Wykonywał analizy dot. celowości i efektywności wdrażania nowych rozwiązań technologicznych na potrzeby OSP.

Maksymilian Przygrodzki

dr hab. inż. PSE Innowacje sp z o.o. | Politechnika Śląska | IEiSU e-mail: Maksymilian.Przygrodzki@polsl.pl Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, ekspert w firmie PSE Innowacje sp. z o.o. Zajmuje się zagadnieniami związanymi z pracą sieci elektroenergetycznej, w szczególności w horyzoncie długoterminowym, oraz zagadnieniami związanymi z energetyką rozproszoną.

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 91–97

World Water Day 2014 – Water & Energy Author Wojciech Majewski

Keywords World Water Day, water resources, virtual water, hydrologic cycle, energy

Abstract World Water Day was established in 1992 at the United Nations conference – Environment and Development. It was approved to be held every year on 22 March under the heading, theme selected for a given year. The purpose of WWD was to draw the attention of societies, politicians and decision-makers to the fact that water is essential for life and for conducting economic and social activity. The first WWD was held in 1994 under the theme: Caring for our Water Resources is Everybody’s Business. For the subsequent 20 years, the WWD has been held under headings closely related to water and use of water resources. In 2014, the WWD subject has been extended by the issue of energy. It results from the fact that energy – just like water – is a factor essential for global economic and social development. Moreover, both these areas (water and energy) are strictly related to each other and are interdependent.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014209

Celebrations of WWD 1994–2013 Establishment of WWD in 1992 by the United Nations conference – Environment and Development held in Rio de Janeiro was driven by the following facts [1]: • Water is indispensable for life of all living organisms and plants. • We are closely interested in fresh water resources, the volume of which accounts for only 2.5% of all the water on the globe. • The amount of fresh water on the earth is constant and very non-uniformly distributed. • Water has no substitute. • Water is used in many industrial processes, for irrigation in agriculture, production of electricity and in inland navigation. • Water should be saved and above all, it should not be wasted. Over the past 20 years, the WWD celebrations have been held under the following topics: 1994 – Caring for our Water Resources is Everybody’s Business 1995 – Women and Water 1996 – Water for Thirsty Cities 1997 – The World’s Water: Is There Enough? 1998 – Groundwater – The Invisible Resource 1999 – Everyone Lives Downstream 2000 – Water for the 21st century 2001 – Water for Health

2002 – Water for Development 2003 – Water for the Future 2004 – Water and Disasters 2005 – Water for Life 2005–2015 – it started the decade dedicated to all aspects of water significance in the life of humanity and the environment 2006 – Water and Culture 2007 – Coping With Water Scarcity 2008 – Sanitation 2009 – Transboundary Waters 2010 – Clean Water for a Healthy World 2011 – Water for Cities: Responding to the Urban Challenge 2012 – Water and Food Security: The World is Thirsty Because We are Hungry 2013 – Water Cooperation Up to the present, selected topics of WWD have presented a broad spectrum of significant problems. Have these problems been solved in the global scale? Certainly not. Only very important issues of water resources management have been manifested in them and ways of solving them have been indicated. However, one should realise that solving even only half of these problems would require huge funds, which unfortunately are unavailable. 91

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 91–97

It appears that currently approx. 800 million people of the 7.2 billion people living on the earth have no access to healthy drinking water, while more than 2.5 billion people have no appropriate sanitation facilities. This represents a serious hazard for human health. All water-related dangers in the form of rainstorms, floods, mudfloods or hailstorms constitute a very important problem. Severe economic and social losses are caused also by the lack of water related to droughts and very high air temperatures. Provision of a sufficient amount of water for food production, the demand for which is still increasing, is another significant issue. The supply of towns with water becomes an urgent problem due to rapidly developing urbanisation. In the above-mentioned topics of WWD, special attention is drawn to the fact that the solution of these problems requires close cooperation in many sectors, as well as international cooperation on transboundary rivers and basins.

Water – how much of it is there and how do we use it? Water is a chemical compound known commonly as H2O. Usually, it occurs as a liquid, but it may also have a solid form as ice or snow and a volatile form as a water vapour. Water is a very good solvent and carrier. It transports in rivers many bed loads and suspended loads, as well as chemical compounds in a dissolved form. Water is characterised with an unusual course of density change with temperature. The highest water density occurs at a temperature of 4°C, which is very important in nature. Water has almost constant specific heat within the whole range of temperature, but it is characterised with high latent heat of evaporation (condensation) and crystallisation (melting) unusual for liquids. How much water is there on the earth? Its estimated value comes to 1,386 ∙ 106 km3. This number is hard to imagine. If we distributed all the water uniformly on the surface of the globe, it would form a layer approx. 2,700 m thick. Water appears in the hydrosphere (mainly seas and oceans, but also rivers, lakes, reservoirs), lithosphere (groundwater), atmosphere and biosphere. We are interested mainly in fresh water, the amount of which is estimated at 35 ∙ 106 km3. This constitutes only ca. 2.5% of the whole water volume. 69.9% of fresh water volume is frozen in glaciers, while approx. 30% is constituted by groundwater. Water in rivers and storage reservoirs, which we mainly use, constitutes only approx. 6.4 ∙ 103 km3, i.e. 0.0002% of fresh water. It may seem very little, but it should be kept in mind that river water is in constant movement and its so-called average retention time is approx. 20 days. This means that it takes approx. 20 days on average for a water particle to flow from the river source to the mouth of the river. Water along the course of rivers may be used several times, e.g. by constructing a cascade of water reservoirs or using river water for subsequent thermal power stations to cool turbine condensers. It should be emphasised that water frozen in glaciers would form a layer approx. 50 m thick on the globe. If only 2% of ice was melted, as a consequence of climate warming, the sea level would increase by approx. 1 m. It would be a critical situation for some low-lying countries in sea coastal zones. 92

Hydrologic cycle Water on the earth’s surface and in its surface layer is in constant motion. This water circulation is defined as a hydrologic cycle. In the hydrologic cycle, water movement is driven by solar energy causing evaporation, and then the force of gravity causing deposition of water drops in the form of precipitation on the ground. Water dropping on the ground in the form of precipitation flows down mainly on the earth’s surface, forming streams and rivers, and then flows out to seas. The amount of water flowing during one year to seas and oceans via rivers – and staying mainly at our disposal [2] – is estimated at ca. 44–46 ∙ 103 km3. Where does river water come from? The answer is: precipitation. However, it should be kept in mind that not all the water evaporating from the surface of seas and oceans returns to them in the form of precipitation. Some water that has evaporated from seas moves above the land surface and drops there in the form of precipitation. While flowing in rivers and in the form of underground flow, it closes the hydrologic cycle balance. In addition, use of groundwater for economic purposes is possible, but there is much less of its usable resources than in rivers. A part of precipitation water infiltrates to the ground and flows to rivers, lakes and reservoirs, while some water from infiltration flows in the form of underground flow and eventually to seas. Recently, fresh water resources have been artificially increased in the course of seawater desalination. In some places, water desalination is of high social and economic importance, though globally this amount is insignificant. Fig. 1 presents the hydrologic cycle schematically.

Fig. 1. Hydrologic cycle [2]

Distribution of precipitation on the land surface, and thus of water resources, is very non-uniform. There are places on the earth where even one raindrop has not fallen for the past several years and places where annual precipitation is 11,000 mm. The mean annual precipitation in Poland is approx. 620 mm and is lower than the global average which is around 800 mm. The so-called water availability index is one of the ways to estimate water resources of regions, countries and continents. It is the amount of water flowing out from a given area within one

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 91–97

year by rivers to seas, divided by the number of inhabitants in this area. On the global scale, this index is decreasing, as the amount of water flowing out to seas is constant, while the number of inhabitants is increasing. Given that outflow from rivers to seas is 46 ∙ 103 km3, in 2013, when the world’s population reached 7.2 billion, the water availability index was equal to 6,390 m3 per inhabitant per annum. In 2000, when the world’s population was 6 billion, that index was equal to 7,670 m3, and in 1990 with a population of 5.2 billion – 8,850 m3. Thus, on the global scale, the water availability index is regularly decreasing. The amount of water in the global scale per one inhabitant is sufficient for satisfying all needs. However, due to the non-uniform water distribution on the earth and to economic relations, approx. 800 million people have no access to healthy drinking water, while more than 2.5 billion people have no access to appropriate sanitation facilities. Unfortunately, these two facts affect the health conditions of humanity very negatively. The topics of World Water Day emphasising these issues are only headings, as only half fulfilling them would require huge funds. The water availability index in Poland amounts to ca. 1,600 m3 per one inhabitant per annum. This results from the average annual water outflow by rivers from the Polish territory that is 62 km3 and the number of inhabitants – 38.5 million. In Poland, the water availability index has been at a similar level for many years, as the population remains at the same level. This index is calculated for average annual outflow and it is at the acceptable limit from the point of view of water resources management. However, for low river outflow, this index drops down below 1,000, which is regarded as a critical condition in water management. With regard to water resources, Poland is placed near the bottom in Europe. The average water availability index in Europe is approx. 4,500 m3, which is almost three times more than the Polish index. The amount of water retained in storage reservoirs constitutes a very important index demonstrating the capacity of water resources management. Such reservoirs are established by impounding rivers, thus enabling better water utilisation, especially in the period of low flows. In Poland, the volume of storage reservoirs is estimated at approx. 3.6 km3, which constitutes ca. 6% of the average annual outflow. It is little in relation to the corresponding index of neighbouring countries, which usually exceeds 10%. Achieving such a storage index in Poland will be very difficult due to the high cost of these investments and protests of ecological organisations.

Water demand The minimum daily amount of water required by people to survive is estimated at 2–3 litres. It is assumed that a minimum of 20–40 litres is needed to satisfy daily municipal needs. Average water use by one person per day in Poland, only for municipal purposes, comes to approx. 150 litres. In Poland – despite low average water resources amounting to approx. 1,600 m3 per one inhabitant a year, the low water storage coefficient (approx. 6%) – the state of water supply for industry, agriculture and municipal services – is sufficient in average flow conditions. This is a consequence of the fact that Polish agriculture withdraws very little water for irrigation. This amount does

not exceed 10% of the total abstraction, while in many European countries it is very high – exceeding even 50% of the total water intake. In Poland, in the event of low flows the situation of water supply may be critical.

Fig. 2. Water exploitation index, source: EEA 2003, Europe’s Water

The commonly known water exploitation index (WEI, European Environmental Agency) describes the relation of total water abstraction for various purposes and available water resources (annual river outflow). Fig. 2 presents this index for European countries. In this approach, with consideration of water abstraction to cool turbine condensers in thermal power stations, Poland’s WEI is equal to approx. 18%. With consideration of intake only for municipal and agricultural purposes, Poland is in the middle of European countries, just below France. A value of this index under 20% means a non-stressed situation. In Poland, water withdrawal for cooling turbine condensers is quite important, as thermal power stations constitute a significant source of electricity. In this approach, countries with scarce water resources and small water collection, as well as countries with large water resources and large water intake would have the same WEI. Water withdrawn from surface water to cool turbine condensers flows through them and then returns in the same amount, only at a higher temperature. A large amount of water is required also in various technological processes in heavy, food and pharmaceutical industries. In addition, water is used as a means of transportation of various products and materials by pipelines. Global water consumption is greatly diversified. Currently, 17% of water intake constitutes municipal services, 16% – industry, 67% – agriculture. In Poland, water consumption is completely different. Municipal services collect 13% water, agriculture – 8%, industry, including thermal energy production – 79%. 93

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 91–97

Water consumption in absolute values calculated per one inhabitant is also greatly diversified. Total water consumption in Poland comes to approx. 300 m3 per one inhabitant per annum. Average abstraction for Europe comes to approx. 550 m3, while the global average is equal to approx. 610 m3. Low water consumption in Poland results from the fact that Polish agriculture is based mainly on atmospheric precipitation.

What types of water do we have? Blue and green water For half of the 20th century, people did not realise the significance of water for the development and life of flora and fauna, as well as the fact that water would be a fundamental factor of economic and social growth. Thus, currently water is an increasingly discussed subject. In the past, people used to think that water was blue judging by the colour of the sky reflected in it. As time went by, another definition was developed – green water, which is water related to plants and evapotranspiration. Fig. 3 presents a schematic water cycle on the earth and things we understand as blue and green water. It appears that approx. 70% of green water stream comes from woods, meadows and swamps, in the form of evapotranspiration from plants to the atmosphere. Approx. 10% water evaporating from plants to the atmosphere comes from cultivation of agricultural products. If we intensify cultivation of agricultural products, thus evapotranspiration, a part of blue water will be changed into the green water and thus the existing hydrologic cycle will be disturbed. Thus, water outflow from lands to seas and oceans (blue water) will be decreased, which may have serious consequences for the water balance on the earth. It should be emphasised that increased areas of crops for biofuels or biomass will require significant amounts of water, which may change the global water balance. ET – evapotranspiration, source: Stockholm Water Front

Virtual water This term has appeared relatively recently and is becoming increasingly popular. It means the amount of water to be consumed for manufacturing a specific product. Below you can find several examples concerning agricultural products. It appears that one cup of coffee includes 130 litres of virtual water, which is almost the same as the daily standard of water consumption by one person to satisfy all its municipal needs (bath, toilet, washing, meals). 130 litres of water are needed to grow coffee beans, their collecting, processing and delivering to points of sale. Here, we do not define whether this water comes from precipitation or irrigation. Production of one slice of bread requires consumption of 40 litres of virtual water. Production of 1 kg beef requires 15 thousand litres of virtual water, while 1 kg wheat – 1,500 litres. It is often considered that food export may be identified with the export of water needed for the production of this food.

Black water Recently, one more definition has been established – black water. It is becoming more and more important. What is the origin of this term? The urbanisation process is noticeable all over the world. Several years ago, global population in cities and villages became equal. In Poland, there is a significant majority of the urban population over the rural population. A very difficult problem appears with this issue – delivery of the appropriate amount of water for municipal purposes to large urban agglomerations while the process of sewage disposal and its treatment of mechanical, chemical and biological pollutions is even more difficult. Growing populations in towns, but also more and more developed sewer systems, including also rural areas, create a serious problem. Contaminated water from urban areas and industrial plants constitutes black water. Water recovered from wastewater, after its treatment, now forms a significant source of water supply. Depending on the level of treatment, so-called black water may be used for various purposes, like for example, in industry or for irrigation. After appropriate treatment, this water may be discharged back to rivers, from where it was abstracted.

Thermal pollutions of surface water

Fig. 3. Schematic presentation of green and blue water in the hydrologic cycle

The issue of thermal pollution of surface water has been known for a very long time as so-called heated water related to the operation of thermal power stations. Withdrawing water from rivers, storage reservoirs or lakes for cooling and discharging it in the same amount, but at a higher temperature, usually approx. 10oC, is very advantageous for a power station. As time went by, limitations of water temperature became increasingly rigorous, mainly due to ecology. Such solutions are known in the form of open cycles of cooling water. A thermal power station, with a power of 1,000 MW, requires cooling water intake of a volume of approx. 30 m3/s. Heated water discharge is always located downstream from the intake in order to avoid recirculation i.e. repeated abstraction of already heated water. The structure of heated water discharge enables the heated water outflow so that it flows on the surface of a recipient or that it results in quicker mixing of cool and heated water. The first solution causes the heat to quickly transfer to the atmosphere as a result of the higher

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 91–97

difference in water temperature on the surface of a recipient and the atmosphere, but producing higher water temperature in the region of discharge. The second solution results in quicker decrease of water temperature in a recipient, thus a slower process of transferring the heat from water surface to the atmosphere. Such solutions have their technical advantages, but also serious ecological consequences. In some events, discharges of heated water to rivers have caused significant changes in the ice regime. It is estimated that, as a result of heated water discharge, evaporation from the free surface assessed as approx. 0.5–0.8% of flow of heated water increases depending on the discharge structure and meteorological conditions. Currently, there exist environmental limitations of a maximum water temperature in the region of discharge. It may limit production of electricity.

without energy. Electricity, which is in more and more common use, becomes particularly important. Currently, even a temporary lack of it causes complete paralysis of social and economic life. Demography and standard of life constitute basic factors governing the demand for water and energy. These problems very often go beyond territories of particular countries, river basins or power grids. Cooperation in these areas must consist in benefiting whole systems, not only particular sectors, as well as in striving for sustainable development.

Structure of global production of electricity

Water and energy For the first time, this year’s WWD has developed the topic: Water and Energy, because these two areas are interdependent. Therefore, a very important fact should be noticed – currently, approx. 8% of total produced electricity is used for water abstraction, its transport by pipelines, purification and treatment, delivery to end users and sewage disposal. This serious energy expenditure results from an increasingly frequent use of water transfer by pipelines under pressure substituting a gravity flow in open channels. It is conditioned by land configuration, as well as by larger water losses for evaporation. At the beginning of the 21st century, the following statement was popular: If all inhabitants of the earth had appropriate access to water and energy, many social problems could be solved. This statement is still fully justified. In the previous section, we have already mentioned thet al.most one billion people have no access to healthy drinking water, while more than two billion people have no access to appropriate sanitation facilities. Moreover, it appears that approx. 1.3 billion people have no access to electricity, which is currently a serious limitation of social and economic development. Water and energy are closely related to each other. Water is required in the production of electricity, cooling, energy storage (pumped-storage power plants), production of biofuels, and in classical hydropower. Energy is needed also for water pumping, sewage disposal and desalination. Water and energy are also indispensable in food production for a constantly increasing population. Basic (non-renewable) energy resources, such as coal, oil, gas or uranium ore, are subject to depletion, and that is why the whole world looks for renewable sources. Some of them, like water or wind energy, were known thousands years ago; some of them have appeared only recently because of new technological solutions (photovoltaics). Today, we need to look at water and energy comprehensively not only under a single sector, but taking into account the benefit of the whole of society or ecosystem. Resolution of these problems requires not only a local perspective, but also a regional, international or even global perspective. It is known that water is necessary for the life of all living organisms and plants. It is hard to imagine the existence of societies

Fig. 4. Global picture of sources of production of electricity in percentages, source: Internet, WWD 2014 materials

It should be emphasised that over 50% of electricity on a global scale is produced in power stations requiring cooling water for turbine condensers (coal and nuclear energy), while hydroelectric power stations produce a significant part – 16% of electricity. Forecasts indicate that the share of hydropower in the production of electricity shall stay at the same level, i.e. approx. 16%, until 2035. As global production of electricity is regularly increasing, both in absolute values and per individual consumer, therefore increased production of electricity in hydroelectric power stations will be needed in order to maintain the level of 16% in the coming years. The percentage share of other sources of electricity will undergo changes. Today, electricity from waves and tides constitutes a marginal percent. However, theoretical resources of this energy are huge and their use even in a small percentage could cover the entire global demand for electricity. The problem is in the technical capacity and economic profitability of its use. 95

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 91–97

Availability of water resources used for energy purposes

Sustainable development of the hydroenergetic sector

Water resources are used for energy purposes mainly in hydroelectric power stations and in thermal power stations. Hydropower concerns two parameters: head (difference between upper and tail water levels) and intensity of flow (discharge). Both these parameters affect obtained power in the same way. The same power may be produced from large head and small discharge, as well as from large discharge and small head. The first option is more favourable with regard to economy, as it requires smaller turbines, thus a smaller hydroelectric power station. The second option includes mainly barrages on lowland rivers with run-of-river reservoirs, whose basic purpose is the maintenance of the upper water level regardless of flow. Operation of hydroelectric power stations is closely related to transmission of the appropriate amount of water through turbines, which is not always consistent with current demand for water for other purposes. If a multipurpose equilibrium reservoir operates at a hydroelectric power station, it is necessary to arrange its operation, which in turn requires compromises of its users. It should be remembered that hydroelectric power stations are characterised with high operation flexibility and high efficiency at use of flow and a head lower or higher than the installed one. Moreover, switch-on and off of a hydroelectric power station is very quick and simple. It should also be remembered that a hydroelectric power station does not consume water – the same amount of water flows into a hydroelectric power station and out of it. In addition, a hydroelectric power station does not cause pollution of the water environment. Interruption of river continuum is a disadvantage of hydropower facilities. Increasingly developed and efficient fish passages enabling fish migration upstream and downstream can solve this situation. Development of water and energy sectors is mutually limited by natural and technological factors, as well as by social and economic changes. Currently, water is a significant factor limiting energy production. In addition, energy production affects the water environment. There are modifications in river hydrodynamics downstream of barrages, while thermal regime is changing downstream of heated water discharges. In the case of applying cooling towers for cooling, it is necessary to provide supplementation of cooling water in the cycle. The cooling process in cooling towers is based mainly on evaporation. Supplementation of cooling water volume ranges approx. 2.5–3.0% of water in the cycle, depending on meteorological conditions. For a volume of water in the cooling cycle coming to Q = 30 m3/s, supplementation will be ca. 0.8–0.9 m3/s. The synergic impact of water and energy has not been defined yet. How can activities in both sectors affect sustainable development? Both sectors have their limitations and therefore it is necessary to establish scopes of these limitations for the whole area of water and energy. Such an approach requires innovative thinking not only from the point of view of water or energy, but both of them jointly.

Increasing demand for water requires more and more frequent water storage in retention reservoirs to avoid local and temporary water deficiencies or deficits in flood protection. Each water damming enables its hydroenergetic use. In most cases, storage reservoirs have a multipurpose character, which generates conflicting situations at their operation. Ideal for hydroenergetics is to maintain a maximum water level in a reservoir because it results in the high head for a hydroelectric power station, while for flood protection it is necessary to maintain a flood reserve in a reservoir. Water demand for various purposes does not always correspond with demand for electricity. It is worth noticing that use of water from storage reservoirs also has a broad social and environmental aspect. Recreational function of all reservoirs becomes very important.

Development of agglomerations conditioned by water and energy Intensive development of agglomerations is observed all over the world. On a global scale, in 2012 urban population exceeded rural population. Urban agglomerations have become very complicated systems that have to provide a sufficient amount of water for their inhabitants and industrial plants, as well as electricity, heat, sewage disposal and treatment. In addition, local floods caused by rainstorms are a serious problem. When talking about sustainable development of cities, it is necessary to consider the present state, as well as future situations. In order to ensure sustainable development of cities, knowledge of future technologies is necessary, as they may completely change current management of water, energy and sewage disposal.

Water, energy and safety of ecosystems Water is necessary to produce energy, extract and process gas and oil, as well as to produce food. Water is essential also for the functioning of water ecosystems. Increasing demand for energy and food production endangers not only many private and public sectors, but also the functioning of ecosystems. At the same time, one should consider development of technologies and innovativeness, which may provide sustainable development. Maintenance of ecosystems has been frequently perceived as the limitation for increased food production and execution of many investments. Solving these problems in a varied scale requires very thorough analyses concerning the capacity of growth of particular sectors in terms of ecosystem maintenance.

How to use jointly means of mitigation and adjustment to climatic changes in the water and energy sector Currently, energy production and its use are responsible for 70% of emissions of greenhouse gas. A recent IPCC report presented in September 2013 has explicitly confirmed that noticeable global warming is occurring and human activity is responsible for this. Energy constitutes the basis of water intake and distribution, as well as of sewage treatment. The hydrologic cycle is

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 91–97

particularly sensitive to all types of climatic changes. Therefore, all activities for the benefit of adjustment to or mitigation of the effects of climatic changes greatly affect both water and energy. It is necessary to adjust to a situation borne by climatic changes. Good understanding of mutual influences of climatic changes on the water and energy sector is particularly significant in selecting a planning and action policy. While planning the water resources management, it is necessary to adapt long-term plans that will be consequently implemented with an option of conducting their periodical analysis and necessary adjustments.

Integrated policy in the water and energy sector It appears that water and energy constitute two very separate sectors, and the decision-makers do not realise that planning and investment decisions made in one sector largely affect the other sector. Today, it is necessary to understand that water and energy constitute one very closely connected sector, instead of two separate ones. Integrated management of water resources has led to the allocation of water resources among particular users. Joint management of these two sectors is still very fragmentary. New planning reality should strictly consider areas of management, global warming, competitiveness in both sectors, as well as innovative technologies.

Combating poverty after 2015: provision of access to energy, food and water The demand for water, energy and food is increasing significantly all over the world. Global security with regard to water and energy is still far from fulfilled. Approx. 1.3 billion people have no access to electricity, almost 0.8 billion do not use safe drinking water, while almost 2.5 billion do not use appropriate sanitation facilities. In addition, approx. 0.8 billion people are malnourished. No access to components allowing meeting fundamental living needs (water, energy, food) means that many people live in poverty and exclusion. Satisfying fundamental needs within the scope of energy and food will be conditioned mainly by the provision of appropriate water resources. In 2012, at the Rio + 20 Summit, in the declaration The Future We Want, both in the chapter dedicated to energy and in the one concerning water, there were no mutual references. It shows the lack of understanding of both these sectors in the political and organisational sphere. In addition, participation of science and research is necessary to connect management of both sectors. references

1. Majewski W., Światowy Dzień Wody 2006 [World Water Day 2006], Water Management 2006, issue 3. 2. Majewski W., Introduction to Water Resources Management in Environmental Engineering, Wydawnictwo IBW PAN 2005.

Wojciech Majewski IMGW-PIB Institute of Meteorology and Water Management in Warsaw e-mail: wmaj@ibwpan.gda.pl Graduated from the Faculty of Hydraulic Engineering of the Gdansk University of Technology, and completed postgraduate studies at the University of Glasgow. Since 1990 he has been atitular professor in hydraulic engineering and water management. He works at the Institute of Meteorology and Water Management in Warsaw. Vice-chairman of the Committee for Water Management of the Polish Academy of Sciences. He has directed the implementation of many important domestic and international projects in hydraulics, hydrology, and water engineering. Prof. Majewski has participated in numerous national and international conferences, presenting papers and general lectures. He has supervised many doctoral dissertations and reviewed doctoral and habilitation dissertations, and scientific works as grounds for professorship applications. He is the author of more than 350 publications in Polish and English in the field of hydraulic engineering and water management. Prof. Majewski is an outstanding engineering and scientific authority at home and abroad.

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 91–97

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 91–97. When referring to the article please refer to the original text. PL

Światowy Dzień Wody 2014 pod hasłem „Woda i energia” Autor

Wojciech Majewski

Słowa kluczowe

Światowy Dzień Wody, zasoby wodne, woda wirtualna, cykl hydrologiczny, energia

Streszczenie

Światowy Dzień Wody (ang. World Water Day) został ustanowiony na konferencji Narodów Zjednoczonych w 1992 roku – „Środowisko i rozwój” (ang. Environment and Development). Przyjęto, że będzie on obchodzony co roku 22 marca pod wybranym na dany rok hasłem. Celem ŚDW miało być zwracanie uwagi społeczeństw, polityków i decydentów na to, że woda jest niezbędna do życia oraz do prowadzenia działalności gospodarczej i społecznej. Po raz pierwszy ŚDW obchodzono w 1994 roku pod hasłem „Dbałość o nasze zasoby wodne leży w interesie każdego człowieka” (ang. Carrying for our Water Resources is Everybody’s Business). Przez kolejne 20 lat ŚDW obchodzony był pod hasłami ściśle związanymi z wodą i wykorzystaniem zasobów wodnych. W 2014 roku hasło ŚDW zostało rozszerzone o problematykę energii. Wynika to z faktu, że energia – tak jak i woda – staje się czynnikiem niezbędnym do rozwoju gospodarczego i społecznego świata, a ponadto obie te dziedziny (woda i energia) są ze sobą ściśle powiązane i od siebie zależne.

Obchody ŚDW 1994–2013 Ustanowienie ŚDW przez konferencję Narodów Zjednoczonych w 1992 roku w Rio de Janeiro – „Środowisko i rozwój” (ang. Environment and Development) było podyktowane następującymi faktami [1]: • Woda jest niezbędna do życia wszystkich istot żywych i roślin. • Jesteśmy ściśle zainteresowani zasobami wody słodkiej (ang. fresh water), której objętość wynosi zaledwie 2,5% całej wody zgromadzonej na kuli ziemskiej. • Ilość wody słodkiej na kuli ziemskiej jest stała i bardzo nierównomiernie rozłożona. • Nie ma substytutu wody. • Woda jest wykorzystywana w wielu procesach przemysłowych, w rolnictwie do nawodnień, do wytwarzania energii elektrycznej oraz w żegludze śródlądowej. • Wodę należy oszczędzać, a przede wszystkim nie marnować. Na przestrzeni minionych 20 lat obchody ŚDW odbywały się pod następującymi hasłami: 1994 – Dbałość o nasze zasoby wodne leży w interesie każdego człowieka (ang. Carrying for our Water Resources is Everybody’s Business) 1995 – Kobiety i woda (ang. Women and water) 1996 – Woda dla spragnionych miast (ang. Water for Thirsty Cities) 1997 – Światowe zasoby wody: czy ich wystarczy? (ang. The World’s Water: Is there enough?) 1998 – Wody podziemne, niewidoczne zasoby (ang. Groundwater – The Invisible Resorce)

1999 – Każdy żyje (mieszka) poniżej (w dolnym biegu rzeki) (ang. Everyone Lives Downstream) 2000 – Woda dla XXI wieku (ang. Water for the 21st century) 2001 – Woda dla zdrowia (ang. Water for Health) 2002 – Woda dla rozwoju (ang. Water for Development) 2003 – Woda dla przyszłości (ang. Water for Future) 2004 – Woda i kataklizmy (ang. Water and Disasters) 2005 – Woda dla życia (ang. Water for Life 2005–2015), rozpoczęto tym samym 10-letnią dekadę poświęconą wszelkim aspektom znaczenia wody w życiu ludzi i środowiska 2006 – Woda i kultura (ang. Water and Culture) 2007 – Jak poradzić sobie z niedostatkiem wody? (ang. Coping With Water Scarcity) 2008 – Urządzenia sanitarne (ang. Sanitation) 2009 – Woda w strefach transgranicznych (ang. Transboundary Waters) 2010 – Czysta woda dla zdrowego świata (ang. Clean Water for a Healthy World) 2011 – Woda dla miast: odpowiedź na wyzwanie miast (ang. Water for Cities: Responding to the Urban Challenge) 2012 – Woda i bezpieczeństwo żywności: świat jest spragniony, ponieważ my jesteśmy głodni (ang. Water and Food Security: The World is Thirsty Because We are Hungry) 2013 – Współpraca w dziedzinie wody (ang. Water Cooperation).

Dotychczasowe hasła ŚDW przedstawiały szerokie spektrum bardzo istotnych problemów. Czy te problemy w skali globalnej zostały rozwiązane? Oczywiście nie. Objawiły się jedynie w nich bardzo ważne problemy w gospodarowaniu zasobami wodnymi i wskazano sposoby ich rozwiązania. Trzeba jednak zdawać sobie sprawę, że rozwiązanie tych problemów nawet tylko w połowie wymagałoby ogromnych środków finansowych, których niestety brak. Okazuje się, że obecnie, z 7,2 miliarda ludzi zamieszkujących kulę ziemską, ok. 800 milionów nie ma dostępu do zdrowej wody do picia, a ponad 2,5 miliarda nie posiada odpowiednich urządzeń sanitarnych. Stanowi to poważne zagrożenie dla zdrowia ludzi. Bardzo ważnym problemem są wszelkie zagrożenia wywołane wodą w postaci nawalnych deszczy, powodzi, lawin błotnych czy gradobić. Poważne straty ekonomiczne i społeczne wywołuje również brak wody związany z suszami i bardzo wysokimi temperaturami powietrza. Istotnym problemem jest zapewnienie odpowiedniej ilości wody dla produkcji żywności, której zapotrzebowanie stale wzrasta. Palącym problemem staje się zaopatrzenie w wodę miast w związku z szybko rozwijającą się urbanizacją. W wyżej wymienionych hasłach ŚDW zwraca się szczególną uwagę, że rozwiązanie tych problemów wymaga ścisłej współpracy w wielu sektorach, jak i współdziałania międzynarodowego na rzekach i zlewniach transgranicznych. Woda – ile jej jest i jak ją wykorzystujemy? Woda jest związkiem chemicznym znanym powszechnie jako H2O. Najczęściej występuje jako ciecz, ale może być również

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 91–97

w postaci stałej jako lód lub śnieg i w postaci lotnej jako para wodna. Woda jest bardzo dobrym rozpuszczalnikiem oraz nośnikiem i transportuje rzekami wiele rumowiska w formie wleczonej i unoszonej oraz związki chemiczne w formie rozpuszczonej. Woda charakteryzuje się nietypowym przebiegiem zmiany gęstości z temperaturą. Największa gęstość wody występuje przy temperaturze 4°C, co ma bardzo istotne znaczenie w przyrodzie. Woda posiada prawie stałe ciepło właściwe w całym zakresie temperatury, ale charakteryzuje się nietypowym jak dla cieczy wysokim ciepłem utajonym parowania (kondensacji) i krystalizacji (tajania). Ile jest wody na kuli ziemskiej? Szacunkowa wartość to 1,386 ∙ 106 km3. Jest to liczba trudna do wyobrażenia. Gdybyśmy całą wodę rozłożyli równomiernie na powierzchni globu to utworzyłaby ona warstwę o grubości ok. 2700 m. Woda ta występuje w hydrosferze (głównie morza i oceany, ale i rzeki, jeziora, sztuczne zbiorniki), litosferze (wody podziemne), atmosferze i biosferze. Nas interesuje przede wszystkim woda słodka, której wartość szacuje się na 35 ∙ 106 km3. Jest to jedynie ok. 2,5% całej objętości wody. Z tej objętości 69,9% wody słodkiej zamrożone jest w lodowcach, a ok. 30% to wody podziemne. Woda w rzekach i zbiornikach retencyjnych, z której głównie korzystamy, stanowi jedynie ok. 6,4∙103 km3, czyli 0,0002% wody słodkiej. Może to wydawać się bardzo mało, jednak należy pamiętać, że woda w rzekach jest w ciągłym ruchu i jej tzw. średni czas retencji wynosi ok. 20 dni. To znaczy, że w rzekach średnio czas przepływu cząstki wody od źródła do ujścia wynosi prawie 20 dni. Wodę wzdłuż biegu rzek możemy wykorzystywać, wielokrotnie budując na przykład kaskadę zbiorników wodnych, czy wykorzystując wodę z rzeki dla kolejnych elektrowni cieplnych do chłodzenia kondensatorów turbin. Warto zwrócić uwagę, że woda zamrożona w lodowcach tworzyłaby na kuli ziemskiej warstwę o grubości ok. 50 m. Gdyby tylko 2% lodów uległo stopieniu w wyniku ocieplania się klimatu, to w rezultacie mielibyśmy podniesienie poziomu mórz o ok. 1 m. Dla niektórych krajów nisko położonych w strefach przybrzeżnych mórz byłaby to sytuacja krytyczna. Cykl hydrologiczny Woda występująca na powierzchni ziemi i w jej warstwie powierzchniowej jest w ciągłym ruchu. Ten obieg wody jest określany jako cykl hydrologiczny. Mechanizmem napędzającym ruch wody w cyklu hydrologicznym jest energia słoneczna wywołująca parowanie, a następnie siła grawitacji powodująca opadanie na powierzchnię ziemi kropel wody w opadach atmosferycznych. Woda spadająca na powierzchnię ziemi w formie opadów atmosferycznych spływa głównie po powierzchni ziemi, tworząc strumienie i rzeki oraz odpływa do mórz. Ilość wody, która rzekami w ciągu roku odpływa do mórz i oceanów – pozostająca głównie do naszej dyspozycji [2] – szacuje się na ok. 44–46 ∙ 103 km3. Skąd bierze się woda w rzekach? Odpowiedź brzmi: z opadów atmosferycznych. Warto jednak zwrócić uwagę na fakt, że nie cała woda, która wyparowuje z powierzchni mórz i oceanów wraca do nich w formie opadu. Część wody, która wyparowała

Rys. 1. Cykl hydrologiczny [2]

Rys. 2. Współczynnik eksploatacji wody, źródło: EEA 2003, Europ’s Water

z mórz, przenosi się nad powierzchnie lądów i tam dopiero spada w formie opadu atmosferycznego. Spływając rzekami i w formie przepływu podziemnego zamyka bilans cyklu hydrologicznego. Możliwe jest również wykorzystanie do celów gospodarczych wód podziemnych, jednak ich zasoby użytkowe są znacznie mniejsze od tych, jakie mamy w rzekach. Część wody z opadów atmosferycznych infiltruje do ziemi i dopływa do rzek, jezior i zbiorników wodnych, a część wody z infiltracji przepływa w formie przepływu podziemnego i ostatecznie do mórz. Ostatnio zasoby wody słodkiej są w sposób sztuczny zwiększane na drodze odsalania wody morskiej. W niektórych miejscach odsalanie wody ma istotne znaczenie społeczne i gospodarcze, jednak w skali globalnej ilość ta ma marginalne znaczenie. Schematycznie cykl hydrologiczny przedstawiony jest na rys. 1. Rozkład opadów atmosferycznych na

powierzchni lądów, a tym samym i zasoby wodne, jest bardzo nierównomierny. Znajdujemy miejsca na kuli ziemskiej, gdzie przez ostatnich kilkanaście lat nie spadła kropla deszczu i takie miejsca, gdzie roczny opad wynosi 11 000 mm. Średni z wielolecia opad atmosferyczny w Polsce wynosi ok. 620 mm i jest mniejszy od średniej światowej wynoszącej ok. 800 mm. Jednym ze sposobów oszacowania zasobów wodnych regionów, krajów bądź kontynentów jest tzw. wskaźnik dostępności wody. Jest to ilość wody odpływająca z danego terenu w ciągu roku rzekami do mórz, podzielona przez liczbę mieszkańców żyjących na tym terenie. W skali globalnej wskaźnik ten maleje, bowiem ilość wody odpływająca do mórz jest stała, natomiast liczba ludności rośnie. Przyjmując odpływ rzekami do mórz jako 46 ∙ 103 km3, w 2013 roku, gdy ludność świata liczyła 7,2 miliarda, wskaźnik dostępności wody wynosił 6390 m3 na mieszkańca rocznie.

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 91–97

W 2000 roku przy liczbie ludności 6 miliardów wskaźnik opiewał na 7670 m3, a w 1990 roku przy liczbie ludności 5,2 miliarda – 8850 m 3. Tak więc w skali globalnej wskaźnik dostępności wody systematycznie maleje. Ilość wody w skali globalnej przypadająca na jednego mieszkańca jest w pełni wystarczająca na pokrycie wszelkich potrzeb. Jednakże ze względu na nierównomierny rozkład wody na kuli ziemskiej oraz względy ekonomiczne ok. 800 milionów ludzi nie ma dostępu do zdrowej wody do picia, a ponad 2,5 miliarda ludzi nie ma dostępu do należytych urządzeń sanitarnych. Oba te fakty mają, niestety, bardzo negatywny wpływ na warunki zdrowotne ludzkości. Hasła Światowego Dnia Wody zwracające uwagę na te sprawy pozostają jedynie hasłami, bowiem spełnienie ich nawet tylko w połowie wymagałoby ogromnych nakładów finansowych. Wskaźnik dostępności wody w Polsce wynosi ok. 1600 m3 na mieszkańca rocznie, co wynika ze średniego rocznego odpływu wody rzekami z terenu Polski, wynoszącego 62 km3, i liczby ludności 38,5 miliona mieszkańców. W Polsce wskaźnik dostępności wody utrzymuje się od wielu lat na zbliżonym poziomie, gdyż liczba ludności nie wzrasta. Niniejszy wskaźnik liczony jest dla średniego rocznego odpływu i jest on na granicy dopuszczalnej z punktu widzenia gospodarki wodnej. Jednak dla odpływu niskiego wskaźnik spada poniżej 1000, co jest w gospodarce wodnej uważane za stan krytyczny. Polska, jeżeli chodzi o zasoby wodne, znajduje się na jednym z ostatnich miejsc w Europie. Średni wskaźnik dostępności wody w Europie wynosi ok. 4500 m3, jest więc niemal trzykrotnie wyższy od wskaźnika w Polsce. Bardzo ważnym wskaźnikiem świadczącym o możliwości gospodarowania wodą jest ilość wody, jaka jest zgromadzona w zbiornikach retencyjnych. Zbiorniki takie powstają przez spiętrzenia na rzekach. Pozwala to na lepsze wykorzystanie wody szczególnie w okresie niskich przepływów. W Polsce pojemność zbiorników retencyjnych szacowana jest na ok. 3,6 km3, co stanowi ok. 6% średniego rocznego odpływu. Jest to mało w porównaniu z takim wskaźnikiem krajów sąsiednich, który zazwyczaj przekracza 10%. Osiągnięcie w Polsce takiego wskaźnika retencjonowania będzie bardzo trudne ze względu na wysoki koszt tych inwestycji, jak również protesty organizacji ekologicznych. Zapotrzebowanie na wodę Minimalna dzienna ilość wody potrzebna człowiekowi do przeżycia szacowana jest na 2–3 litry. Ocenia się, że dla zaspokojenia dziennych potrzeb komunalnych potrzeba minimum ok. 20–40 litrów. Średnie zużycie wody na dobę przez jednego człowieka w Polsce, tylko do celów komunalnych, wynosi około 150 litrów. W Polsce – mimo niskich średnich zasobów wodnych, wynoszących ok. 1600 m3 na mieszkańca rocznie, niskiego współczynnika zretencjonowania wód (ok. 6%) – stan zaopatrzenia w wodę przemysłu, rolnictwa i gospodarki komunalnej jest wystarczający w średnich warunkach przepływów. Wynika to z faktu, że polskie rolnictwo pobiera bardzo mało wody do nawodnień. Ilość ta nie przekracza 10% całkowitego poboru, podczas gdy w wielu krajach Europy jest on bardzo

100

Rys. 3. Schematyczne przedstawienie wody zielonej i niebieskiej w cyklu hydrologicznym; ET – ewapotranspiracja, źródło: Stockholm Water Front

wysoki, przekraczający nawet 50% całkowitego poboru wody. W Polsce w przypadku przepływów niskich sytuacja zaopatrzenia w wodę może być krytyczna. Powszechnie znany jest tzw. współczynnik eksploatacji wody (ang. water exploitation index – WEI, European Environmental Agency), który jest stosunkiem całkowitego poboru wody do różnych celów i dostępnych zasobów wodnych (roczny odpływ rzeczny). Współczynnik ten dla krajów europejskich przedstawiono na rys. 2. W tym ujęciu Polska, uwzględniając pobór wody do chłodzenia kondensatorów turbin elektrowni cieplnych, ma WEI równy ok. 18%, natomiast uwzględniając jedynie pobór do celów komunalnych i rolniczych Polska jest w środku krajów europejskich, tuż poniżej Francji. Wartość tego współczynnika poniżej 20% oznacza sytuację niezagrażającą (ang. non stressed). Pobór wody do chłodzenia kondensatorów turbin jest w naszym kraju dosyć istotny, bowiem elektrownie cieplne stanowią zasadnicze źródło energii elektrycznej. W tym ujęciu taki sam WEI będą miały kraje, które mają małe zasoby wodne i mały pobór wody, oraz kraje, które posiadają duże zasoby wodne, ale również duży pobór wody. Woda, pobrana z wód powierzchniowych do chłodzenia kondensatorów turbin, po przejściu przez nie wraca w tej samej ilości jedynie o podwyższonej temperaturze. Duże ilości wody potrzebne są również w różnych procesach technologicznych w przemyśle ciężkim, spożywczym i farmaceutycznym. Woda jest używana również jako środek do transportu różnych produktów i surowców rurociągami. Zużycie wody na świecie jest bardzo zróżnicowane. Obecnie 17% poboru to gospodarka komunalna, 16% – przemysł, a 67% – rolnictwo. Zużycie wody w Polsce jest zupełnie inne. Gospodarka komunalna pobiera 13% wody, rolnictwo – 8%, a 79% poboru obejmuje przemysł, w tym energetyka cieplna. Zużycie wody w wartościach bezwzględnych

w przeliczeniu na mieszkańca jest również bardzo zróżnicowane. Całkowity pobór wody w Polsce wynosi ok. 300 m3 na mieszkańca rocznie. Średnia poboru dla Europy wynosi ok. 550 m3, a średnia światowa to ok. 610 m3. Niski pobór wody w Polsce wynika z faktu, że nasze rolnictwo opiera się głównie na opadach atmosferycznych. Jakie mamy rodzaje wody? Woda niebieska i zielona Jeszcze w połowie ubiegłego wieku ludzie nie zdawali sobie sprawy z ważności wody dla rozwoju i życia flory oraz fauny, a także z tego, że woda będzie podstawowym czynnikiem rozwoju gospodarczego i społecznego. Stąd obecnie coraz częściej mówi się o wodzie. Niegdyś uważano, że woda jest niebieska, sugerując się kolorem nieba odbijającego się w zwierciadle wody. Z biegiem czasu ukuto określenie – woda zielona, jest to woda związana z roślinami i ewapotranspiracją. Na rys. 3 przedstawiono schematycznie obieg wody na kuli ziemskiej oraz co rozumiemy pod pojęciem wody niebieskiej i wody zielonej. Okazuje się, że ok. 70% strumienia wody zielonej w formie ewapotranspiracji z roślin do atmosfery pochodzi z obszarów leśnych, łąk i mokradeł. Około 10% wody parującej z roślin do atmosfery pochodzi z upraw rolnych. Jeżeli zwiększymy uprawy rolne, a tym samym ewapotranspirację, to część wody niebieskiej zmienimy na zieloną i tym samym zaburzymy istniejący cykl hydrologiczny. A w ten sposób zmniejszymy odpływ wody z lądów do mórz i oceanów (woda niebieska), co może mieć poważne konsekwencje w bilansie wodnym na kuli ziemskiej. Warto zwrócić uwagę, że wzrost obszarów zasiewu roślin na biopaliwa czy biomasę do spalania będzie wymagać znaczących ilości wody, co może zmienić globalny bilans wody. Woda wirtualna Określenie to pojawiło się stosunkowo niedawno i zyskuje coraz większą popularność. Pod tym pojęciem rozumiemy

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 91–97

ilość wody, jaką trzeba zużyć do wyprodukowania określonego produktu. Oto kilka przykładów dotyczących produktów związanych z rolnictwem. Okazuje się, że filiżanka kawy zawiera 130 litrów wody wirtualnej, czyli prawie tyle, ile wynosi dzienna norma zużycia wody przez jednego człowieka do pokrycia wszystkich jego potrzeb komunalnych (kąpiel, toaleta, pranie, posiłki). Te 130 litrów wody potrzeba do wyhodowania ziaren kawy, ich zebrania, przetworzenia i dostarczenia do punktów sprzedaży. Nie określamy tu, czy woda ta pochodzi z opadów atmosferycznych czy z nawodnień. Na wyprodukowanie kromki chleba zużywamy 40 litrów wody wirtualnej. Na wyprodukowanie 1 kg wołowiny potrzebujemy aż 15 000 litrów wody wirtualnej, a na wytworzenie 1 kg pszenicy – 1500 litrów. Często uważa się, że eksport żywności może być utożsamiany z eksportem wody, która była potrzebna do wytworzenia tej żywności. Woda czarna W ostatnich latach powstało jeszcze jedno nowe określenie – woda czarna. Nabiera ono coraz większego znaczenia. Jaka jest geneza tego określenia? Na całym świecie widoczny jest proces urbanizacji. Przed kilkoma laty liczba ludności w skali globu w miastach i na wsi wyrównała się. W Polsce mamy znaczną przewagę liczebną ludności zamieszkującej w miastach nad tą zamieszkującą na wsi. Z tym wiąże się bardzo trudny problem – dostarczenia odpowiedniej ilości wody do celów komunalnych do dużych aglomeracji miejskich, a jeszcze trudniejszy jest proces odprowadzenia ścieków i ich oczyszczenia z zanieczyszczeń mechanicznych, chemicznych i biologicznych. Rosnąca liczba ludności w miastach, ale również coraz bardziej rozbudowane sieci kanalizacyjne, obejmujące również obszary wiejskie, stwarzają poważny problem. Woda zanieczyszczona z obszarów miejskich i zakładów przemysłowych to właśnie woda czarna. Woda odzyskana ze ścieków, po ich oczyszczeniu, stanowi dziś istotnie źródło zaopatrzenia w wodę. W zależności od stopnia oczyszczenia ta tzw. woda czarna może być wykorzystana do różnych celów, jak np. w przemyśle czy do nawodnień. Po odpowiednim oczyszczeniu woda ta może być odprowadzona z powrotem do rzek, skąd została pobrana. Zanieczyszczenia termiczne wód powierzchniowych Problem zanieczyszczenia termicznego (ang. thermal pollution) wód powierzchniowych był znany już bardzo dawno, jako tzw. wody podgrzane związane z pracą elektrowni cieplnych. Bardzo korzystny z punktu widzenia elektrowni był pobór wody do chłodzenia z rzek, zbiorników retencyjnych czy jezior i odprowadzenia ich w tej samej ilości, ale o podwyższonej temperaturze, zazwyczaj ok. 10°C. Z biegiem czasu zaczęły powstawać coraz bardziej rygorystyczne ograniczenia temperatury wody, podyktowane głównie względami ekologicznymi. Takie rozwiązania znane są w postaci otwartych obiegów wody chłodzącej. Elektrownia cieplna o mocy 1000 MW wymaga poboru wody chłodzącej o natężeniu ok. 30 m3/s. Zrzut wody podgrzanej znajduje się zawsze poniżej ujęcia, tak aby uniknąć recyrkulacji, czyli ponownego poboru wody już podgrzanej. Konstrukcja zrzutu wód

podgrzanych pozwalała na odprowadzenie wody podgrzanej, tak aby rozpływała się na powierzchni odbiornika bądź aby następowało szybsze mieszanie się wody chłodnej i podgrzanej. Rozwiązanie pierwsze powoduje szybsze oddawanie ciepła do atmosfery, wynikające z wyższej różnicy temperatur wody na powierzchni odbiornika i atmosfery, ale konsekwencją tego jest większe podwyższenie temperatury wody w rejonie zrzutu. Rozwiązanie drugie dawało w efekcie szybsze obniżenie temperatury wody w odbiorniku, ale tym samym wolniejszy proces oddawania ciepła z powierzchni wody do atmosfery. Takie rozwiązania mają swoje korzyści techniczne, ale również poważne konsekwencje ekologiczne. W niektórych przypadkach zrzuty wód podgrzanych do rzek powodowały znaczące zmiany reżimu lodowego. Szacuje się, że w wyniku zrzutu wód podgrzanych zwiększa się parowanie ze swobodnej powierzchni, oceniane na ok. 0,5 do 0,8% przepływu wód podgrzanych, zależnie od konstrukcji zrzutu oraz warunków meteorologicznych. Obecnie ze względów środowiskowych istnieją ograniczenia maksymalnej temperatury wody w rejonie zrzutu. Może to powodować ograniczenie produkcji energii elektrycznej. Woda i energia Tegoroczny ŚDW ma po raz pierwszy rozbudowane hasło: „Woda i energia”, ponieważ są to dwie dziedziny wzajemnie od siebie zależne. Dlatego też warto zwrócić uwagę na bardzo istotny fakt, że obecnie ok. 8% całej wyprodukowanej energii elektrycznej zużywa się na pobór wody, jej transport rurociągami, oczyszczanie i uzdatnienie, doprowadzenie do końcowych użytkowników oraz odprowadzenie ścieków. Ten poważny wydatek energii związany jest z tym, że coraz częściej stosujemy przesył wody rurociągami pod ciśnieniem wypierający przepływ grawitacyjny kanałami otwartymi, który uwarunkowany jest konfiguracją terenu, ale również większymi stratami wody na parowanie. Na początku XXI wieku powszechne było stwierdzenie: Gdyby wszyscy mieszkańcy kuli ziemskiej mieli odpowiedni dostęp do wody i energii, wiele społecznych problemów mogłoby być rozwiązanych. Stwierdzenie to jest nadal w pełni uzasadnione. W poprzedniej części mówiliśmy już, że prawie jeden miliard ludzi nie ma dostępu do zdrowej wody do picia, a ponad 2 miliardy nie mają dostępu do odpowiednich urządzeń sanitarnych. Okazuje się ponadto, że ok. 1,3 miliarda ludzi nie ma dostępu do elektryczności, co obecnie jest poważnym ograniczeniem rozwoju społecznego i ekonomicznego. Woda i energia są ściśle ze sobą powiązane. Potrzebujemy wody przy wytwarzaniu energii elektrycznej, do chłodzenia, magazynowania energii (elektrownie szczytowo-pompowe), wytwarzania biopaliw i w klasycznej energetyce wodnej. Potrzebujemy również energii do pompowania wody, oczyszczania ścieków i odsalania. Woda i energia są również niezbędne przy produkcji żywności koniecznej dla stale rosnącej liczby ludności. Podstawowe surowce energetyczne (nieodnawialne), takie jak węgiel, ropa naftowa, gaz czy ruda uranowa, ulegają wyczerpywaniu

i dlatego cały świat poszukuje odnawialnych źródeł. Niektóre z nich, takie jak energia wody czy wiatru, były znane już przed tysiącami lat, inne pojawiają się dopiero ostatnio w wyniku nowych rozwiązań technologicznych (fotowoltaika). Dziś na energię wodę musimy spojrzeć całościowo nie tylko w ramach pojedynczego sektora, ale również uwzględniając dobro całego społeczeństwa czy ekosystemu. Rozwiązanie tych problemów wymaga nie tylko spojrzenia lokalnego, ale również regionalnego, międzynarodowego czy nawet globalnego. Wiadomo, że woda jest niezbędna do życia wszelkich istot żywych i roślin, trudno wyobrazić sobie egzystencję społeczeństw bez energii. Szczególnego znaczenia nabiera energia elektryczna, która jest w coraz powszechniejszym użyciu. Nawet jej chwilowy brak powoduje obecnie pełny paraliż w życiu społecznym i gospodarczym. Podstawowymi czynnikami rządzącymi zapotrzebowaniem na wodę i energię są demografia i standard życia. Problemy te wykraczają bardzo często poza obszary poszczególnych państw, dorzeczy czy sieci energetycznych. Współpraca w tych obszarach musi polegać na osiąganiu korzyści dla całości systemów, a nie tylko poszczególnych sektorów, jak również dążeniu do uzyskania zrównoważonego rozwoju. Struktura globalnej produkcji energii elektrycznej Warto zwrócić uwagę, że ponad 50% energii elektrycznej w skali globalnej wytwarzane jest w elektrowniach wymagających wody chłodzącej kondensatory

Rys. 4. Źródła wytwarzania energii elektrycznej w ujęciu globalnym w procentach, źródło: Internet materiały do WWD 2014

turbin (węgiel i energia jądrowa), a znaczną jej część – 16% energii elektrycznej – wytwarzają elektrownie wodne. Prognozy wskazują, że do 2035 roku udział energetyki wodnej w produkcji energii elektrycznej utrzyma się na tym samym poziomie, to jest ok. 16%. W związku z tym, że następuje systematyczny wzrost wytwarzania energii elektrycznej na świecie, zarówno w wartościach bezwzględnych, jak również i na pojedynczego konsumenta, to potrzebny będzie wzrost produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wodnych, tak aby utrzymać w nadchodzących latach poziom 16%. Procentowy udział innych źródeł energii elektrycznej będzie natomiast ulegał zmianie.

101

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 91–97

Dziś energia elektryczna pochodząca z falowania i pływów stanowi marginalny procent. Teoretyczne zasoby tej energii są jednak ogromne i wykorzystanie ich nawet w niewielkim procencie mogłoby pokryć całe światowe zapotrzebowanie na energię elektryczną. Problem jest jednak w możliwościach technicznych wykorzystania i opłacalności ekonomicznej. Dostępność zasobów wodnych wykorzystywanych do celów energetycznych Zasoby wodne są wykorzystywane do celów energetycznych przede wszystkim w elektrowniach wodnych oraz elektrowniach cieplnych. Energetyka wodna dotyczy dwóch parametrów: spad wody (różnica poziomów wody górnej i dolnej) oraz natężenie przepływu. Oba te parametry w sposób jednakowy rzutują na uzyskaną moc. Taką samą moc możemy uzyskać z dużego spadu i małego przepływu, jak również z dużego przepływu i małego spadu. Pierwszy wariant jest bardziej korzystny ze względów ekonomicznych, bo wymaga mniejszych gabarytowo turbin, a tym samym mniejszej elektrowni wodnej. Wariant drugi to głównie stopnie wodne na rzekach nizinnych ze zbiornikami przepływowymi, których podstawowym celem jest utrzymanie poziomu wody górnej niezależnie od przepływu. Praca elektrowni wodnych jest ściśle związana z przepuszczaniem odpowiedniej ilości wody przez turbiny, co nie jest zawsze zgodne z aktualnym zapotrzebowaniem na wodę do innych celów. Jeżeli przy elektrowni wodnej działa zbiornik wyrównawczy, wielozadaniowy, to istnieje konieczność uzgodnienia sposobu jego wykorzystania, co z kolei wymaga kompromisów ze strony użytkowników. Warto przypomnieć, że elektrownie wodne charakteryzują się dużą elastycznością pracy i wysoką sprawnością przy wykorzystaniu przepływu oraz spadu mniejszego i większego od instalowanego. Ponadto włączenie do pracy elektrowni wodnej, czy jej wyłączenie jest bardzo proste i szybkie. Należy ponadto przypomnieć, że elektrownie wodne nie zużywają wody, ta sama ilość wody dopływa do elektrowni wodnej i z niej wypływa. Elektrownia wodna nie powoduje również zanieczyszczeń środowiska wodnego. Mankamentem obiektów hydroenergetycznych jest przerwanie ciągłości rzeki. Wyjściem z tej sytuacji są coraz bardziej rozbudowane i efektywne przepławki pozwalające na migrację ryb, zarówno w górę, jak i w dół rzeki. Rozwój sektorów wody i energii jest wzajemnie ograniczony czynnikami naturalnymi i technologicznymi, jak również zmianami socjoekonomicznymi. Woda staje się obecnie istotnym czynnikiem ograniczającym produkcję energii. Istnieje również oddziaływanie wytwarzania energii na środowisko wodne. Poniżej stopni wodnych występują zmiany w hydrodynamice rzek, a poniżej zrzutów wód podgrzanych zmianie ulega reżim termiczny. W przypadku zastosowania do chłodzenia wież chłodzących konieczne jest zapewnienie uzupełnienia wody chłodzącej znajdującej się w obiegu. Proces chłodzenia w wieżach chłodzących oparty jest głównie

102

na parowaniu. Uzupełnienie objętości wody chłodzącej wynosi ok. 2,5–3,0% wody będącej w obiegu, zależnie od warunków meteorologicznych. Dla objętości wody będącej w obiegu chłodzącym Q = 30 m3/s uzupełnienie wyniesie ok. 0,8–0,9 m3/s. Nie określono dotąd synergicznego oddziaływania wody i energii. Jak działania w obu sektorach mogą wpływać na zrównoważony rozwój? Oba sektory mają swoje ograniczenia i dlatego konieczne jest określenie, jakie są zakresy tych ograniczeń dla całego obszaru wody i energii. Takie podejście wymaga innowacyjnego myślenia nie tylko z punktu widzenia wody czy energii, lecz ich obu łącznie. Zrównoważony rozwój sektora hydroenergetycznego Rosnące zapotrzebowanie na wodę wymaga coraz częstszego magazynowania wody w zbiornikach retencyjnych, aby uniknąć lokalnych i czasowych niedoborów wody czy braków w ochronie przeciwpowodziowej. Każde spiętrzenie wody stwarza możliwość wykorzystania hydroenergetycznego. W większości przypadków zbiorniki retencyjne mają charakter wielozadaniowy, co stwarza konfliktowe sytuacje przy ich eksploatacji. Dla hydroenergetyki ideałem jest utrzymanie maksymalnego poziomu piętrzenia w zbiorniku ze względu na wysoki spad dla elektrowni wodnej, natomiast dla ochrony przeciwpowodziowej konieczne jest utrzymanie rezerwy powodziowej w zbiorniku. Nie zawsze zapotrzebowanie na wodę do różnych celów pokrywa się z zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Warto zwrócić uwagę, że wykorzystanie wody ze zbiorników retencyjnych ma również szeroki aspekt społeczny i ekologiczny. Bardzo ważna staje się rekreacyjna funkcja wszystkich zbiorników wodnych. Rozwój aglomeracji miejskich uwarunkowany wodą i energią Na całym świecie obserwujemy intensywny rozwój aglomeracji miejskich. W skali globalnej liczba ludności w miastach przekroczyła w 2012 roku liczbę ludności zamieszkującą na wsi. Aglomeracje miejskie stają się bardzo skomplikowanymi systemami, które muszą zapewnić odpowiednią ilość wody dla ich mieszkańców i zakładów przemysłowych, lecz także energię elektryczną, ciepło, jak również odprowadzenie i oczyszczenie ścieków. Poważnym problemem w aglomeracjach miejskich są również lokalne powodzie wywołane nawalnymi deszczami. Mówiąc o zrównoważonym rozwoju miast konieczne jest wzięcie pod uwagę stanu obecnego, jak również sytuacji przyszłościowych. Do zapewnienia zrównoważonego rozwoju miast konieczna jest również znajomość przyszłościowych technologii, które mogą całkowicie odmienić obecne sposoby zarządzania wodą, energią i odprowadzeniem ścieków. Woda, energia a bezpieczeństwo ekosystemów Woda jest niezbędna do wytwarzania energii, wydobycia, przetwórstwa gazu i ropy oraz produkcji żywności. Woda jest również niezbędna do funkcjonowania ekosystemów wodnych. Wzrastające zapotrzebowanie na energię i produkcję żywności stwarza niebezpieczeństwo nie tylko dla

wielu prywatnych i publicznych sektorów, ale również funkcjonowania ekosystemów. Jednocześnie należy brać pod uwagę rozwój technologii i innowacyjność, które są w stanie zapewnić zrównoważony rozwój. Wielokrotnie zachowanie ekosystemów było postrzegane jako ograniczenie dla zwiększenia produkcji żywności, jak również realizacji wielu inwestycji. Rozwiązanie tych problemów w różnej skali wymaga bardzo dokładnych analiz dotyczących możliwości rozwoju poszczególnych sektorów w aspekcie zachowania ekosystemów. Jak wykorzystać łącznie środki złagodzenia i dostosowania do zmian klimatycznych w sektorze wody i energii? Obecnie wytwarzanie energii i jej użytkowanie są odpowiedzialne za emisję 70% gazów cieplarnianych. Ostatni Raport IPCC przedstawiony we wrześniu 2013 roku jednoznacznie stwierdza, że występuje wyraźne ocieplenie klimatu kuli ziemskiej i za ten wzrost odpowiedzialna jest działalność człowieka. Energia jest podstawą poboru i rozdziału wody oraz oczyszczania ścieków. Cykl hydrologiczny jest szczególnie czuły na wszelkiego rodzaju zmiany klimatyczne. Dlatego też wszelkie działania na rzecz dostosowania się czy złagodzenia skutków zmian klimatycznych mają bardzo silny wpływ zarówno na energię, jak i wodę. Konieczne jest dostosowanie się do sytuacji, jakie niosą zmiany klimatyczne. Dobre zrozumienie wzajemnych oddziaływań zmian klimatycznych na sektor wody i energii ma szczególne znaczenie w wyborze polityki planowania i działania. Przy planowaniu w gospodarce wodnej konieczne jest przyjęcie długofalowych planów, które będą konsekwentnie realizowane z możliwością dokonywania ich okresowych analiz i niezbędnych korekt. Zintegrowana polityka w sektorach wody i energii Okazuje się, że woda i energia tworzą dwa bardzo odrębne sektory, a zarządzający nimi nie zdają sobie sprawy, że podejmowane decyzje planistyczne i inwestycyjne w jednym sektorze w dużym stopniu wpływają na drugi sektor. Dziś konieczne jest zrozumienie, że woda i energia to nie są dwa sektory, ale jeden bardzo ściśle ze sobą powiązany. Zintegrowane zarządzanie zasobami wodnymi doprowadziło do alokacji zasobów wodnych między poszczególnymi użytkownikami. Natomiast łączne zarządzanie obu sektorami pozostaje nadal fragmentaryczne. Nowe realia planistyczne powinny brać ściśle pod uwagę obszary zarządzania, globalne ocieplenie, konkurencyjność w obu sektorach, jak również innowacyjne technologie. Zwalczanie biedy po 2015 roku: zapewnienie dostępu do energii, żywności i wody Zapotrzebowanie na wodę, energię i żywność wzrasta w sposób znaczący na całym świecie. Globalne bezpieczeństwo, jeżeli chodzi o wodę i energię, jest nadal dalekie od spełnienia. Około 1,3 miliarda ludzi nie ma dostępu do elektryczności, prawie 0,8 miliarda nie korzysta z bezpiecznej wody do picia, a prawie 2,5 miliarda nie korzysta z prawidłowych urządzeń sanitarnych. Dodatkowo

W. Majewski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 91–97

ok. 0,8 miliarda ludzi jest niedożywionych. Brak możliwości dostępu do składników pozwalających zaspokoić podstawowe potrzeby życiowe (woda, energia, żywność) powoduje, że wielu ludzi żyje w biedzie i wykluczeniu. Spełnienie podstawowych potrzeb w zakresie energii i żywności będzie przede wszystkim uwarunkowane zapewnieniem odpowiednich zasobów wodnych. W 2012 roku na Szczycie Rio + 20 w deklaracji „Przyszłość, jakiej chcemy”, zarówno w rozdziale poświęconym energii, jak i w rozdziale dedykowanym wodzie nie było żadnych wzajemnych odwołań. Świadczy to o braku zrozumienia tych obu sektorów, tak w sferze politycznej, jak i organizacyjnej. Niezbędny jest również udział nauki i badań w celu połączenia zarządzania obu sektorów.

Bibliografia 1. Majewski W., Światowy Dzień Wody 2006, Gospodarka Wodna 2006, nr 3. 2. Majewski W., Introduction to Water Resources Management in Environmental Engineering, Wydawnictwo IBW PAN 2005.

Wojciech Majewski

prof. dr hab. inż. Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej PIB w Warszawie e-mail: wmaj@ibwpan.gda.pl Absolwent Wydziału Budownictwa Wodnego Politechniki Gdańskiej oraz studiów podyplomowych Uniwersytetu w Glasgow. Od 1990 roku jest profesorem tytularnym o specjalności inżynieria i gospodarka wodna. Pracuje w IMGW-PIB w Warszawie. Jest wiceprzewodniczącym Komitetu Gospodarki Wodnej PAN. Kierował realizacją wielu ważnych projektów krajowych i międzynarodowych dotyczących hydrauliki, hydrologii i inżynierii wodnej. Uczestniczy w krajowych i międzynarodowych konferencjach, przedstawiając referaty i referaty generalne. Był promotorem wielu prac doktorskich oraz recenzentem prac doktorskich, habilitacyjnych i dorobku naukowego na tytuł profesora. Jest autorem ponad 350 publikacji w języku polskim i angielskim z dziedziny inżynierii i gospodarki wodnej. Wybitny autorytet inżynierski i naukowy w kraju i za granicą.

103

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 104–108

Efficiency as a Priority of EU Energy Policy

Author Jacek Malko

Keywords energy policy, priority, efficiency

Summary According to recent conclusions of the European Council it is necessary to stress the need to increase energy efficiency in the EU so as to achieve the objective of saving 20% of the energy consumption compared to projections for 2020 as estimated by the Commission in its Green Paper on Energy Efficiency and to make good use of their National Energy Efficiency Actions Plans for this purpose (i.e. Second NEEAPs from 30 June 2011). It should improve the EU’s industrial competiveness with a potential for creating substantial benefits for households, business and public authorities.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014210

1. Energy efficiency in EU policy Energy policy of the Community, expressed in numerous acts of law and documents, introduces targets which are ambitious, but considered to be realistic. It is a paradox, that while the founding treaty of what is today the European Union (setting up the European Coal and Steel Community, in force since 1952) [1, 2] was searching for integration stimulants exactly in the area of energy, for many years it saw no continuation in form of a consistent and coherent strategy for managing energy supply and demand within the member states, and entire Union. Gradually introduced so-called secondary sources of European law (regulations, decisions, directives, opinions and recommendations), and so-called European Commission Communications and other acts of lower level concerned important, but sector-limited issues regarding methods for increasing efficiency of energy conversion chains. Origins of important community-wide pro-efficiency measures may be looked for the foundation of the International Energy Agency (IEA) by the Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD). The aims of this agency, which collaborates with the European Commission, included promoting “rational energy policies [...] and increasing the efficiency of energy use” [3]. Efficiency improvement has become a measure of commitment to the sustainable development concept; also relations between the efficiency and energy security of supplies are strong. A Green Paper published by the European Commission in 2000 under a telltale title “Towards a European strategy for the security of energy supply” [4] was the first to propose priority of influencing the demand side instead of addressing supply issues only. “Curtailing energy demand is a means towards increasing security of supply” says the declaration in the preamble of this document [4]. Strong relation also exists between the energy 104

efficiency and development of renewable energy sources. “Energy efficiency and renewable energy sources are more and more often considered jointly, especially with reference to EU actions regarding climate change prevention, as well as security of supply and competitiveness of internal energy market, employment and industry” [5]. Efficiency issues in the context of European energy strategy, found prominent place also in other important EU documents: • report [6] summarising four years of European initiatives • another Green Paper on EU strategic goals [7], which emphasises three priorities: sustainability, competitiveness and security of supply of energy, working document of the Commission [8], which is an appendix to the Green Paper [7]. The report [6] contains a chapter on demand management and reminds Commission’s initiatives promoting energy-saving technologies by regulations and standards for specific sectors of the economy. Realistic average annual energy savings in members states have been estimated at 1%, and this value could increase to 1.5% for the public services sector. Energy efficiency is one of the cornerstones of the European Union’s energy programme laid out in the document “Intelligent energy – Europe 2003–2006” approved in June 2003 [9]. The Green Paper “European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy” [7] calls for separating economic growth from energy consumption. This action combines serious legislative initiatives and energy saving programmes with a policy supporting utilisation of competitive and effective renewable energy. Other strongly emphasised issues are a need for an effective policy of rational energy utilisation (“doing more with less”), establishing leading position in this field, as well as search for methods for energy savings: from a precisely directed campaign for energy rationalisation to minimum energy saving

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 104–108

standards for key products. An important document is the EC’s Communication “Energy Efficiency Action Plan” of late 2006 [10], which constitutes a part of the so-called Energy Package document presenting EU energy policy and proposes an ambitious action plan aimed at improving energy efficiency on Community, national, local and international levels. A new international agreement on energy efficiency as an important means of reducing CO2 emissions is called for. Energy efficiency is also directly promoted in essential EC directives: “CHP Directive” [11], where primary energy savings is a criterion for qualifying generation as “high efficiency” process, in the directive on “Integrated Pollution Prevention and Control” (IPPC [12]) – its important component is the BREF appendix, which lists best available techniques for energy generation – and in the directive “on energy performance of buildings” [13]. Another important document is the Green Paper on energy efficiency of June 2005 [14], which is a collection of concepts and initiatives aimed at stimulating discussion on proposed policy and strategy, and preceding a White Paper containing an official policy proposal for specific sector (here: energy sector).

2. “Doing more with less” method [15] The modern vision of energy efficiency is based on collaboration of many entities within the sector: energy utilities, regulatory authorities, lawyers, customers and other stakeholders, participants of the market. Eight basic rules have been formulated: • Provide the customers with access to new options utilising price variability on wholesale market • Identify the positive role of new technologies • Identify possibilities of including effectiveness within asset portfolio • Make energy efficiency an attractive investment option • Make the efficiency an element of long-term sustainability • Introduce national standards of energy efficiency for home appliances and energy efficiency standards for construction industry • Acknowledge that energy efficiency lies in everybody’s interest • Acknowledge role of local structures. When creating local efficiency programmes, it is necessary to ensure compliance of proposed regulations with a national energy policy. In a short-term perspective there are multiple possibilities of influencing efficiency improvements. Key action areas are: • supporting intelligent and energy-efficient buildings • promoting smart and efficient home appliances • accelerating development of smart systems and smart metering • supporting development of advanced pricing and regulation mechanisms.

3. Directive 2006/32/EC [16] The document on efficiency of final energy utilisation and energy services published in April 2006 [16] (which rescinded earlier Directive 93/96/EEC) provides evidence that EU institutions had appreciated issues of energy efficiency and rationalisation of its consumption. In its introductory part, the Directive refers to other EU documents concerning rules for internal electricity markets – Directive 2003/54/EC, and gas markets – Directive 2003/55/EC, emphasising consistency and complementarity of all three regulations. When presenting reasons for enacting the Directive [16], its text refers to the following stipulations contained in the Green Paper [4]. Thus the following circumstances had been taken into account: 1. There is need to improve efficiency of energy utilisation by final consumers, manage the energy demand and support energy generation based on renewable sources within the Community. 2. Improved efficiency of energy utilisation by final consumers will also help in decreasing primary energy consumption and reducing emission of CO2 and other greenhouse gases. Therefore appropriate policies and actions should be developed. 3. The directive is applicable to: a) entities supplying means to improve energy efficiency, energy distributors, distribution system operators and energy retailers b) final consumers.

4. Energy Efficiency Action Plan (EEAP, 2006) [17] The “Action Plan” [19] presented by the European Commission provides an evaluation of total energy saving potential at the final consumption stage by 2020, divided into four separate sectors (Tab. 1). The goal specified in the document [16]. “Is primary energy savings of 9% for the directive ninth year of application of the directive”. In the further document specifying the action plan by 2020 takes an even more ambitious dimension: 20% savings. This target is to be achieved for a scenario assuming annual gross product growth of 2.3% in EU countries (treated as a whole) annual energy consumption growth of 0.5%. Intensity of energy consumption is to decrease at 3.3% per year, and according to the data shown in Tab. 1, the total energy saving potential for 2020 should reach 354 Mtoe. The action plan for 2007–2008 called for enacting requirements for labelling and consumption standards for 14 essential product groups: boilers, water heaters, computers, monitors, TV equipment, chargers and power supply units, indoor lighting, street lighting, fans, motors, industrial air conditioners, household air conditioners and washing machines. Specific type of energy consumption is consumption by appliances in stand by mode, which is often underestimated.

105

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 104–108

Households

280

338

Commercial buildings

157

211

Transport

332

405

105

in energy conversion, supply and end-use. In transport, buildings and industry, available technology opportunities must be turned into business opportunities. We need to fully harness the potential for information and communication technologies and organisational innovation, as well as use public policy and market-based instruments to manage demand and encourage new markets. Several policies and measures are already in place to drive this process, notably the Energy Efficiency Action Plan and the Freight Logistics Action Plan, (...) energy efficiency estimations and sustainable industrial policy” principles [18].

Food processing industry

297

382

7. New effectiveness package

Sector

Energy consumption (Mtoe) 2005

Energy consumption Energy Total energy (Mtoe) 2020 saving potensaving poten(without tial 2020 tial 2020 (%) pro-efficiency (Mtoe) changes)

Tab. 1. Evaluation of energy saving potential [19]

5. European energy policy The Commission document [10] of 10 January 2007 – referring to a discussion started by publication of two editions of the Green Paper (of 2000 and 2005) – formulates a “strategic objective to guide Europe’s energy policy”. This objective is lowering greenhouse gas emissions in developed countries by 20% in reference to the level of 1990. Moreover, by 2050 greenhouse gas emissions are to be reduced by maximally 50% in reference to the level of 1990, which means that by that deadline industrialised countries must reduce emissions by 60–80%. This extremely ambitious “post-Kyoto” programme may not be carried out without intensive actions on the demand side, especially those aimed at improving energy efficiency. When drafting the “programme of energy efficiency measures at Community, national, local and international level”, the authors of the document [10] assume that: “For Europe’s citizens, energy efficiency is the most immediate element in a European Energy policy. Improved energy efficiency has the potential to make the most decisive contribution to achieving sustainability, competitiveness and security of supply”. The Commission has enacted the action plan for energy efficiency, which includes measures allowing the European Union to start implementing its essential objective of reducing primary energy supply by 20% by 2020. If this plan succeeds, European Union will consume ca. 13% less energy than today, which will be translated to some EUR 100 billion savings and reduction of annual CO2 emission by 780 million tonnes. This however will require considerable effort in changing consumer behaviour, as well as additional investment.

6. Communication […] – European Strategic Energy Technology Plan (SET Plan) COM The slogan expressed in the subtitle of the document “Towards a low carbon future” [16] refers to the previous energy package (“3x20”). Implementation of this political vision calls for “development of EU economy in a sustainable way and based on a wide range of clean, effective low carbon energy technologies” [18]. Rationalisation of energy consumption should play a special role. “First and foremost, we need a step change in efficiency 106

A set of new fundamental documents related to the energy efficiency action plan [20], working document of the European Commission concerning national action plans and their modifications, and tools for modernisation and smart metering available to European Commission [21] was published in 2011. At this opportunity also terminology was standardised: “energy efficiency” shall mean curtailing energy consumption while achieving an unchanged level of business activity or service, while “energy saving” is a wider term, which also includes decreasing consumption by a change of behaviour or restricting activity. Yet in practical terms both those terms are difficult to separate and are often used as synonymous [22], also in EU documents. The energy efficiency action plan refers to the energy policy document [11], declaring that energy efficiency is a central element of entire Europe 2020 strategy aimed at smart and sustainable development and transformation towards the economy based on effective utilisation of resources. “Energy efficiency is among the most cost-effective methods for increasing energy security of supply and limiting greenhouse gas emissions, it may also be seen as the largest energy source Europe has” [21]. Among the trio of targets “3x20 by 2020” – 20% increase of share of renewable sources in energy balance (in reference to 1990), 20% reduction of greenhouse gases and 20% increase of energy efficiency – the efficiency issue plays a dominating role, although reaching the target is threatened and this motivates the Commission for further actions.

8. Origin and scope of the efficiency plan After four years of implementation of the new EU energy policy, analysis of progress in the area of energy efficiency revealed that “the EU will achieve only half of the 20% improvement in energy efficiency it aims for by 2020 if it continues business as usual” [20]. Facing insufficient progress in improving energy efficiency in Europe, the Commission must also consider the introduction of legally binding national efficiency targets. The “Energy Efficiency Plan 2011” [17] is seen as a proposal of a new, tougher efficiency package. The document claims that over the last few years focus on energy efficiency among priorities of national policies had been still insufficient, and still it had not been a subject of sufficient interest from corporations. This situation encourages proposing new binding targets, whose intention would be encouraging modernisation efforts in private and public construction sectors. The plan obliges public authorities to modernise at least 3% of building assets per year, which is twice more than the

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 104–108

scope of refurbishments performed thus far. The public construction sector should also respect energy efficiency standards when purchasing or leasing buildings and when offering products or services. Moreover, the plan proposes to commit large private entities to perform independent energy audits and introduce (by EU states’ governments) incentives to invest in energy management systems (EMS). Also energy utilities would be committed to support their customers in lowering energy consumption; a solution example is provided by the United Kingdom, where power and gas utilities are, by law, obliged to lower energy consumption by their customers to a predetermined level. European Commission expects that proposed steps would generate financial results of up to EUR 1000 per household per year, improve international competitiveness of the economy and create up to 2 million jobs. Progress in implementation of this plan will be verified in 2013, and in case of insufficient effectiveness possible introduction of national targets for member states will be considered. “Despite progress, our estimates show that we need a further decisive and co-ordinated action on energy efficiency, without which the EU will not meet its objective of 20 per cent energy savings by 2020” – this is the evaluation of today’s situation by EU energy commissioner Guenther Oettinger [21].

9. Directive [...] 2012/27/EU on energy efficiency [22] The preamble of this document emphasises “the need to increase energy efficiency in the Union to achieve the objective of saving 20% of the Union’s primary energy consumption by 2020 compared to projections”. Conclusions of the European Council of 4 February 2011 highlighted that the energy efficiency target enacted in June 2010 by the European Council, which is not followed at the moment, must be reached anyway. According to projections made in 2007, total primary energy consumption will reach 1842 Mtoe. 20% reduction would mean a 368 Mtoe saving in comparison to the projections. “The Commission Communication of 10 November 2010 on Energy 2020 places energy efficiency at the core of the Union energy strategy for 2020 and outlines the need for a new energy efficiency strategy that will enable all Member States to decouple energy use from economic growth” [17]. Directive [23] 2012/27/EU amends the Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU, and also repeals Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC, and “establishes a common framework of measures for the promotion of energy efficiency within the Union in order to ensure the achievement of the Union’s 2020 20% headline target on energy efficiency and to pave the way for further energy efficiency improvements beyond that date” [22]. The Directive introduces regulations aimed at removing obstacles on the energy market, and overcoming abnormalities in market operations, which limit efficiency of energy supplies and consumption, and also envision enactment of national energy efficiency targets for 2020.

REFERENCES

1. Łaptos J., Prażuch W., Pytlarz A., Historia Unii Europejskiej [The history of the European Union], Kraków 2003. 2. Treaty establishing the European Coal and Steel Community, Paris 1951. 3. International Energy Agency IEA/OECD [online] www.iea.org/books. 4. Green Paper – Towards a European strategy for the security of energy supply, Brussels 2000. 5. European Union, European Commission Representation Office in Poland, Energy Policy of the European Union, Warsaw 2005. 6. European Commission, Report on the Green Paper on Energy – Four years of European Initiative, Brussels 2005. 7. Green Paper – A European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy, COM(2006) 105 final, Brussels 8 March 2006. 8. Commission of the European Communities, Commission Staff Working Document – Annex to the Green Paper, SFC (2006) 317/2, Brussels 2006. 9. European Commission, Intelligent energy – Europe 2003-06, Brussels, June 2003. 10. European Commission, The Energy Package [online] www.ec.europa. en/energy/energy_policy, Brussels, 10.01.2007. Commission of the European Communities, Communication from the Commission to the European Council and the European Parliament – An energy policy for Europe, COM (2007) 1 final, Brussels, 10 January 2007. 11. Directive 2004/8/EC on promotion of cogeneration based on useful heat demand, OJ EU L. 52 of 21.2.2004. 12. Directive 96/61/EC concerning integrated pollution prevention and control. OJ EU L. 257 of 10.10.1996. 13. Directive 2002/91/EC on the energy performance of buildings, OJ L. 171 of 23.12.2002. 14. European Parliament, Committee on Industry, Research and Energy, working document on Energy efficiency or doing more with less – Green Paper. DT\592918EN, Brussels, 15.12.2005. 15. Directive 2006/32/EC of the European Parliament and of the Council on energy end-use efficiency and energy services, OJ L 114/64 of 27.04.2006. 16. Commission of the European Communities: Communication from the Commission – Action Plan for Energy Efficiency: Realising the Potential. COM(2006) 545 final, Brussels 19.10.2006. 17. Commission of the European Communities: Communication from the Commission [...] Energy Efficiency Plan 2011, COM(2011) 109 final, Brussels 2011. 18. Commission of the European Communities: Impact assessment..., SEC(2011) 277, Brussels 2011. 19. Commission Staff Working Document on progress report on the Energy Efficiency Action Plan 2006, SEC (2011) 276, Brussels 2011. 20. European Efficiency Action Plan: Commission gears up for more savings with renovation and smart meters [IP (11) 271], Brussels 2011. 21. Oettinger G., UE proposes tough energy efficiency package, News from Business Green, Mar. 2011. 22. Directive 2012/27/EU of the European Parliament and of the Council of 25 October 2012 on energy efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC of 25.10.2012. 107

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | 104–108

Jacek M. Malko Wrocław University of Technology e-mail: jacek.malko@pwr.wroc.pl Graduate of Wrocław University of Technology (1959), designer at Dolnośląskie Zakłady Wytwórcze Maszyn Elektrycznych M-5 (today Alstom) (1959–1961), chief engineer at the Institute of Energy Systems Automation (IASE) in Wrocław (1961–1965), since 1965 employed at Wrocław University of Technology, where he rose from chief assistant lecturer to a full professor. Author and co-author of more than 500 published studies, including 7 monographs and 3 course books. Distinguished Member of CIGRE, representative of Poland at the C-5 Studies Committee, Valuable Member of Institute of Electrical and Electronics Engineers, Member of International Association of Energy Economics, former member of the Committee on Energy, Polish Academy of Sciences, expert of the parliamentary group on energy, expert on Sejm’s subcommittee on science and higher education. Co-author of the study “Energy Strategy for Lower Silesia” and the expert study “Spatial conditions and territorial needs related to development of technical energy infrastructure systems – recommendations for KPZK” for the Ministry of Regional Development (2008). Scientific interests: systems theory, planning of development and operation of energy systems, forecasting in energy industry, market transformation processes, legislation in energy industry, market and regulation mechanisms, new energy sources.

108

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 104–108

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 104–108. When referring to the article please refer to the original text. PL

Efektywność jako priorytet polityki energetycznej UE Autor

Jacek M. Malko

Słowa kluczowe

polityka energetyczna, priorytet, efektywność energetyczna

Streszczenie

Zgodnie z ostatnio ogłoszonymi wnioskami Rady Europy niezbędne jest podkreślenie potrzeby wzrostu efektywności energetycznej w UE w celi osiągnięcia oszczędności energii na poziomie 20%, oszacowanej przez Komisję Europejską w Zielonej Księdze o efektywności energetycznej i dobrym wykorzystaniu narodowych planów działania na rzecz efektywności w tym zakresie, tj. narodowych planów działań w zakresie efektywności energetycznej (NEEAPs) z 30 czerwca 2011 roku. Powinno to zwiększyć konkurencyjność przemysłu i przyczynić się do tworzenia istotnych korzyści dla gospodarstw domowych, przedsiębiorczości i strategii energetycznej państw członkowskich UE.

1. Efektywność energetyczna w polityce UE Polityka energetyczna wspólnoty, wyrażana w licznych aktach prawnych i dokumentach, zakłada cele ambitne, ale uznane za realistyczne. Jest to paradoks, że mimo iż traktat założycielski dzisiejszej UE (ustanawiający Europejską Wspólnotę Węgla i Stali, funkcjonujący od 1952 roku) [1, 2] poszukiwał impulsów integracyjnych właśnie w obszarze energii, to przez lata nie doczekał się kontynuacji w postaci konsekwentnej i spójnej strategii zarządzania stroną podażową i popytową krajów członkowskich i samej Unii. Wprowadzane stopniowo wtórne źródła prawa europejskiego (rozporządzenia, decyzje, dyrektywy, opinie i zalecenia) oraz tzw. komunikaty komisji i inne akty niższego rzędu ,dotyczyły ważnych, ale sektorowych problemów poszukiwania sposobów zwiększenia efektywności łańcucha przemian energetycznych. Początków ważnych wspólnotowych przedsięwzięć proefektywnościowych doszukiwać się można w decyzji o powołaniu Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) przez Organizację Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD). Celem tej agencji, współpracującej z Komisją Europejską, było m.in. „promowanie polityki racjonalnego wykorzystania energii [...], jak również wzrostu efektywności energetycznej” [3]. Poprawa efektywności stała się miarą zaangażowania w realizację koncepcji rozwoju zrównoważonego; silne są również związki efektywności z bezpieczeństwem energetycznym. Zielona Księga – wydana przez Komisję Europejską w 2000 roku pod znamiennym tytułem „Ku europejskiej strategii bezpieczeństwa dostaw energii” [4] – po raz pierwszy sformułowała priorytet oddziaływania na popyt, odchodząc od uwzględniania jedynie strony podażowej. „Ograniczenie popytu na energię jest środkiem zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego” – tak głosi deklaracja zamieszczona w preambule dokumentu [4]. Również silny związek istnieje pomiędzy efektywnością energetyczną a rozwojem odnawialnych źródeł energii: „Efektywność energetyczna i odnawialne źródła energii są coraz częściej rozpatrywane łącznie, szczególnie w powiązaniu z działaniami UE

odnośnie do zapobiegania zmianom klimatu oraz bezpieczeństwa dostaw i konkurencyjności wewnętrznego rynku energii, zatrudnienia i przemysłu” [5]. Zagadnienia efektywności w kontekście europejskiej strategii energetycznej znalazły poczesne miejsce w innych ważnych dokumentach unijnych: • raporcie [6] podsumowującym cztery lata inicjatyw europejskich • kolejnej Zielonej Księdze o zadaniach strategicznych UE [7], akcentującej trzy priorytety: zrównoważenie, konkurencyjność i bezpieczeństwo dostaw energii • dokumencie roboczym Komisji [8], będącym załącznikiem do Zielonej Księgi [7]. Raport [6] zawiera rozdział poświęcony zarządzaniu popytem (ang. demand managing) i przypomina inicjatywy Komisji w zakresie promowania technologii energooszczędnych poprzez regulacje i standardy, obowiązujące poszczególne sektory gospodarki. Oceniono, że realne jest uzyskanie w państwach członkowskich rocznych oszczędności energii średnio o 1%, przy czym wartość ta może wzrosnąć do 1,5% dla sektora usług publicznych. Efektywność energetyczna jest jednym z zasadniczych filarów programu energetycznego Unii Europejskiej, sformułowanego w dokumencie „Inteligentna energia – Europa 2003–2006”, przyjętym w czerwcu 2003 roku [9]. W Zielonej Księdze „Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii” [7] podnoszone jest hasło oddzielenia wzrostu gospodarczego od zużycia energii. Działanie to łączy poważne inicjatywy prawodawcze i programy racjonalnego wykorzystania energii z polityką wspierającą wykorzystywanie konkurencyjnej i efektywnej energii odnawialnej. Silnie akcentowane jest również dążenie do skutecznej polityki racjonalnego wykorzystania energii („zrobić więcej za mniej”) i przewodzenia w tej dziedzinie, a także poszukiwania sposobów na oszczędności: od ukierunkowanej kampanii na rzecz racjonalizacji energetycznej po minimalne normy w zakresie oszczędności energii przez najważniejsze produkty. Ważnym dokumentem jest Komunikat KE „Plan działań na rzecz racjonalizacji zużycia

energii” z końca 2006 roku [10], będący częścią tzw. pakietu energetycznego (ang. Energy Package), dokumencie o europejskiej polityce energetycznej, który przedstawia ambitny program działań na rzecz efektywności energetycznej na poziomie wspólnotowym, krajowym, lokalnym i międzynarodowym. Postuluje się zawarcie nowego, międzynarodowego porozumienia w sprawie efektywności energetycznej jako istotnego środka ograniczenia emisji CO2. Bezpośrednio promowanie efektywności zawarte jest w podstawowych dyrektywach WE: „kogeneracyjnej” [11], w której oszczędność paliwa pierwotnego jest kryterium uznania generacji za proces wysokosprawny, a także w dyrektywie „w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli” (IPPC, [12]) – jej istotnym elementem jest załącznik BREF, informujący o najlepszych dostępnych technikach energetycznych – oraz w dyrektywie „w sprawie parametrów energetycznych budynków” [13]. Istotnym dokumentem jest również Zielona Księga w sprawie efektywności energetycznej z czerwca 2005 roku [14], będąca zbiorem idei i inicjatyw stymulujących dyskusję o proponowanej polityce i strategii oraz poprzedzająca Białą Księgę, zawierającą oficjalną propozycję polityki w określonym obszarze sektorowym (tu: energii). 2. Metoda „zrobić więcej za mniej” [15] Współczesna wizja efektywności energetycznej opiera się na współdziałaniu wielu podmiotów sektora: przedsiębiorstw energetycznych, regulatorów, prawników, klientów oraz innych interesariuszy, uczestników rynku. Sformułowano osiem zasad podstawowych: • Zapewnić klientom dostęp do nowych opcji, wykorzystujących zmienność cen rynku hurtowego • Rozpoznać pozytywną rolę nowych technologii • Rozpoznać możliwości włączenia efektywności do struktury zasobów • Uczynić efektywność energetyczną atrakcyjną opcją inwestycyjną • Uczynić efektywność elementem trwałego zrównoważenia • Wprowadzić narodowe standardy

109

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 104–108

efektywności energetycznej dla sprzętu AGD oraz normy efektywności energetycznej w budownictwie • Zrozumieć zasadę, że efektywność jest w interesie wszystkich • Uznać rolę struktur lokalnych. Konieczna jest spójność regulacji z narodową polityką energetyczną przy tworzeniu lokalnych programów efektywności. W perspektywie krótkoterminowej istnieje wiele możliwości wpływania na poprawę efektywności. Kluczowymi obszarami działań są: • wspieranie inteligentnego i efektywnego energetycznie budownictwa • promowanie inteligentnego i efektywnego sprzętu AGD • przyspieszenie rozwoju inteligentnych systemów i zaawansowanej infrastruktury opomiarowania • wspieranie rozwoju zaawansowanego cenotwórstwa i regulacji. 3. Dyrektywa 2006/32/WE [16] Opublikowany w kwietniu 2006 roku (uchylający dyrektywę wcześniejszą 93/96/EWG) dokument w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych [16] jest dowodem docenienia przez instytucje unijne problematyki oszczędności i racjonalizacji użytkowania energii. W części wstępnej dyrektywa nawiązuje do dokumentów wspólnotowych o zasadach rynków wewnętrznych energii elektrycznej – Dyrektywy 2003/54/WE oraz gazu – Dyrektywy 2003/55/WE, podkreślając spójność i komplementarność tych trzech regulacji. Formułując przesłanki uchwalenia dyrektywy [16], tekst nawiązuje do wcześniejszych stwierdzeń zawartych w Zielonej Księdze [4]. Wzięto zatem pod uwagę następujące okoliczności: 1. We Wspólnocie istnieje potrzeba poprawy efektywności wykorzystania energii przez użytkowników końcowych, zarządzania popytem na energię i wspierania produkcji energii ze źródeł odnawialnych 2. Poprawa efektywności wykorzystania energii przez odbiorców końcowych przyczyni się również do zmniejszenia zużycia energii pierwotnej oraz do zmniejszenia emisji CO2 i innych gazów cieplarnianych. Dlatego też niezbędne jest opracowanie konkretnych polityk i działań 3. Dyrektywa ma zastosowanie do: a) podmiotów dostarczających środki poprawy efektywności energetycznej, dystrybutorów energii, operatorów systemu dystrybucji oraz przedsiębiorstw prowadzących detaliczną sprzedaż energii b) odbiorców końcowych. 4. Plan działania (EEAP, 2006) [17] „Action Plan” [19], przedstawiony przez Komisję Europejską ocenia potencjał całkowitych oszczędności energii w użytkowaniu końcowym, w horyzoncie 2020 roku, z podziałem na cztery wyróżnione sektory (tab. 1). Cel zakreślony w dokumencie [16] – „oszczędność energii w wysokości 9% w dziewiątym roku stosowania dyrektywy” – w dalszym dokumencie określającym plan działania do 2020 roku przyjmuje jeszcze bardziej ambitny wymiar: 20% oszczędności. Cel ten ma być osiągnięty

110

Sektor

Zużycie energii (Mtoe) 2005

Zużycie energii (Mtoe) 2020 (bez zmian proefektywnościowych)

Potencjał oszczędności energii 2020 (Mtoe)

Całkowity potencjał oszczędności energii 2020 (%)

Gospodarstwa domowe

280

338

Budynki komercyjne

157

211

Transport

332

405

105

Przemysł przetwórczy

297

382

Tab. 1. Ocena potencjału oszczędności energii [19]

dla scenariusza zakładającego 2,3% wzrostu rocznego produktu brutto w krajach unijnych (traktowanych jako całość) i 0,5% rocznego wzrostu zużycia energii. Intensywność użytkowania energii ma maleć w tempie 3,3% rocznie, a zgodnie z danymi z tab. 1 sumaryczny potencjał oszczędności energii w 2020 roku ma osiągnąć 354 Mtoe. Plan działań na lata 2007–2008 proponował przyjęcie wymagań dotyczących etykietowania i norm zużycia dla 14 zasadniczych grup produktów: kotłów, ogrzewaczy wody, komputerów, monitorów, sprzętu TV, ładowarek i zasilaczy, oświetlenia pomieszczeń, oświetlenia ulicznego, wentylatorów, silników, klimatyzatorów przemysłowych, klimatyzatorów domowych oraz pralek. Specyficznym rodzajem poboru energii są układy czuwania (ang. stand by), stosowane powszechnie w sprzęcie AGD i o często niedocenianych skutkach energetycznych. 5. Europejska polityka energetyczna Dokument Komisji [10] z 10 stycznia 2007 roku – nawiązując do dyskusji wywołanej opublikowaniem dwóch edycji Zielonej Księgi (w wersjach z 2000 i 2005 roku) – formułuje strategiczny cel „wyznaczający kierunek europejskiej polityki energetycznej”. Celem tym jest obniżenie do 2020 roku emisji gazów cieplarnianych w krajach rozwiniętych o 20% w stosunku do poziomu z 1990 roku. Ponadto do 2050 roku globalne emisje gazów cieplarnianych muszą zostać zredukowane o maksymalne 50% w stosunku do poziomu z 1990 roku, co oznacza, że kraje uprzemysłowione muszą do 2050 roku zredukować emisje o 60–80%. Ten niezmiernie ambitny program „post-Kioto” nie może być osiągnięty bez intensywnych działań po stronie popytu, a zwłaszcza na drodze zwiększenia efektywności energetycznej. Nakreślając „program działań na rzecz efektywności energetycznej na poziomie wspólnotowym, krajowym, lokalnym i międzynarodowym”, autorzy dokumentu [10] wychodzą z następujących założeń: „Efektywność energetyczna jest tym elementem europejskiej polityki energetycznej, który w sposób najbardziej bezpośredni dotyczy obywateli Europy. Poprawa efektywności energetycznej może potencjalnie stanowić najbardziej decydujący wkład w osiągnięcie zrównoważenia, konkurencyjności i bezpieczeństwa dostaw”. Komisja przyjęła plan działania na rzecz

racjonalizacji zużycia energii, przewidujący środki, dzięki którym Unia Europejska rozpocznie realizację swojego kluczowego celu, jakim jest ograniczenie łącznego zużycia energii pierwotnej o 20% do 2020 roku. Jeżeli plan się powiedzie , Unia Europejska zacznie zużywać o ok. 13% mniej energii niż obecnie, co przełoży się na oszczędności rzędu 100 mld EUR i ograniczenie rocznej ilości emisji CO2 o 780 milionów ton. Będzie to jednak wymagało znacznego wysiłku zarówno jeśli chodzi o zmianę zachowań konsumentów, jak i dodatkowe inwestycje. 6. Komunikat […] – Europejski Strategiczny Plan w dziedzinie technologii energetycznych (Plan EPSTE) COM Eksponowane w podtytule hasło komunikatu „Droga do niskoemisyjnych technologii przyszłości” [16 ] nawiązuje do wcześniejszego pakietu energetycznego („3 x 20”). Realizacja tej wizji politycznej zakłada „rozwój gospodarki Unii w sposób zrównoważony i realizowany w oparciu o szeroki zakres czystych, wydajnych, niskoemisyjnych technologii energetycznych” [18]. Szczególną rolę odgrywać winno racjonalizowanie zużycia energii. „Po pierwsze potrzebne jest radykalne zwiększenie efektywności konwersji, dystrybucji i końcowego wykorzystania energii. Możliwości technologiczne, dostępne w sektorze transportu, budownictwa i przemysłu, należy zmienić w szanse dla przedsiębiorców. Musimy w pełni wykorzystywać potencjał technologii informacyjnych i komunikacyjnych oraz innowacyjnych rozwiązań organizacyjnych, a także stosować instrumenty polityczne i rynkowe, aby zarządzać popytem i wspierać nowe rynki. Istnieją już pewne programy polityczne i działania wspierające ten proces: są to w szczególności plan działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii, plan działania w zakresie logistyki transportu […], oszacowania sprawności energetycznej oraz zasady zrównoważonej polityki przemysłowej” [18]. 7. Nowy pakiet efektywnościowy W 2011 roku pojawił się zbiór nowych fundamentalnych dokumentów, dotyczących planu na rzecz efektywności [20] dokumentu roboczego Komisji Europejskiej nt. narodowych planów działania i ich modyfikacji oraz narzędzi, którymi dysponuje Komisja Europejska w zakresie modernizacji

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 104–108

i inteligentnego opomiarowania [21]. Niejako przy okazji uporządkowano słownictwo: termin „efektywność energetyczna” oznacza mniejsze zużycie energii przy otrzymaniu niezmiennego poziomu działalności gospodarczej lub usług, natomiast „oszczędność energii” jest pojęciem szerszym i obejmuje również zmniejszenie zużycia poprzez zmianę zachowań lub ograniczenie działalności. Jednak w praktyce oba pojęcia trudno rozdzielić i często używane są zamiennie [22], również w dokumentach unijnych. Plan na rzecz efektywności nawiązuje do dokumentu o polityce energetycznej [11], deklarując, że efektywność energetyczna jest centralnym elementem unijnej strategii Europa 2020 na rzecz inteligentnego („smart”) i zrównoważonego rozwoju oraz przejścia do gospodarki opartej na efektywnym korzystaniu z zasobów. „Efektywność energetyczna należy do najbardziej opłacalnych sposobów zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii oraz ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, oraz można ją postrzegać jako największe źródło energii, jakim dysponuje Europa” [21]. Wśród triady celów „3 x 20 do 2020” – zwiększenie o 20% udziału zasobów odnawialnych w bilansie energii (w odniesieniu do 1990 roku), redukcji o 20% emisji gazów cieplarnianych (GHGs) oraz zwiększenie o 20% efektywności energetycznej – rola efektywności jest dominująca i przy tym realizacja celu jej poprawy jest zagrożona, co zmusiło Komisję do kolejnych działań. 8. Geneza i zakres dokumentu o planie efektywności Po czterech latach wdrażania nowej polityki energetycznej Unii analizy postępu w zakresie efektywności energetycznej wykazały, że „Unia Europejska będzie w stanie osiągnąć jedynie połowę swego celu – ograniczenia zużycia energii o 20% do roku 2020, jeżeli kontynuowana będzie bieżąca polityka” [20]. W obliczu niedostatecznych postępów w poprawie efektywności energetycznej w Europie Komisja musi rozważyć także wprowadzenie prawnie zobowiązujących narodowych celów energetycznych. Dokument „Plan efektywności energetycznej 2011” [17] jest traktowany jako propozycja nowego, bardziej restrykcyjnego pakietu efektywnościowego. Dokument ten stwierdza, że w kilku ostatnich latach nadal poświęca się efektywności zbyt mało uwagi w priorytetach narodowych polityk i nadal nie jest ona przedmiotem dostatecznego zainteresowania korporacji. Ten stan rzeczy skłania do zaproponowania wiążących celów, których przeznaczeniem jest sprowokowanie działań modernizujących publiczny i prywatny sektor budownictwa. Plan zobowiązuje władze publiczne do modernizacji co najmniej 3% zasobów budynków rocznie, co stanowi podwojenie dotychczasowego zakresu prowadzonych remontów. Sektor budownictwa publicznego winien również respektować standardy efektywności energetycznej przy zakupie lub lizingowaniu budynków oraz przy ofertach dóbr i usług. Ponadto dokument ten proponuje nałożenie na duże podmioty prywatne obowiązku dokonania niezależnych audytów energetycznych oraz wprowadzenia zachęt ze strony rządów państw członkowskich

UE do inwestowania w systemy zarządzania energią (EMS). Również przedsiębiorstwa energetyczne będą zobowiązane do wspomagania swych klientów w obniżaniu zużycia energii, przy czym przykładowym rozwiązaniem może być Wielka Brytania, gdzie przedsiębiorstwa elektryczne i gazowe są na mocy prawa zobowiązane do zmniejszenia wykorzystywania energii przez swych odbiorców do ustalonego poziomu. Komisja Europejska przewiduje, że zaproponowane środki wygenerują skutki finansowe do 1000EUR na jedno gospodarstwo domowe każdego roku oraz zwiększenie konkurencyjności międzynarodowej gospodarki i stworzenia do 2 mln miejsc pracy. Postępy w realizacji tego planu będą kontrolowane w 2013 roku i w przypadku niedostatecznej skuteczności będzie rozważane wprowadzenie narodowych celów dla krajów członkowskich. „Pomimo dokonanego postępu nasze oszacowania wykazują, że potrzebne jest dalsze zdecydowane i skoordynowane działanie w zakresie efektywności energetycznej, bez którego UE nie osiągnie celu redukcji zapotrzebowania energii do roku 2020” – tak sytuację bieżącą ocenił unijny komisarz ds. energii Guenther Oettinger [21]. 9. Dyrektywa […] 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej [22] Preambuła tego dokumentu podkreśla „potrzebę zwiększenia efektywności energetycznej w Unii, aby osiągnąć cel zakładający 20% oszczędności w zużyciu energii pierwotnej do 2020 roku w porównaniu z prognozami”. W konkluzjach Rady Europejskiej z 4 lutego 2011 roku podkreślano, że przyjęty w czerwcu 2010 roku przez Radę Europejską cel – polegający na zwiększeniu efektywności energetycznej – który obecnie nie jest realizowany, musi zostać osiągnięty. Według prognoz opracowanych w 2007 roku zużycie energii pierwotnej będzie wynosiło 1842 Mtoe. Obniżenie o 20% daje zmniejszenie tego zużycia o 368 Mtoe w porównaniu z prognozami. „W Komunikacie Komisji z 10 listopada 2010 roku uznano efektywność energetyczną za kluczowy element unijnej strategii energetycznej na rok 2020, która umożliwi wszystkim krajom członkowskim rozdzielenie zużycia energii od wzrostu gospodarczego” [17]. Dyrektywa [23] 2012/27 dokonuje zmian dyrektyw 2009/125/WE oraz 2010/30/UE, a także uchyla dyrektywy 2004/8/WE i 2006/32/WE, ustanawiając wspólną strukturę ramową dla środków wspierania efektywności energetycznej w Unii, aby realne było osiągnięcie wspólnego celu unijnego, zakładającego zwiększenie efektywności energetycznej o 20% do 2020 roku, a także stworzenie warunków do dalszego polepszenia efektywności energetycznej po dacie docelowej” [22]. Dyrektywa ustanawia przepisy, których celem jest usunięcie barier na rynku energii oraz przezwyciężenie nieprawidłowości w funkcjonowaniu rynku, które ograniczają efektywność dostaw i wykorzystywania energii, a także przewidują ustalenie krajowych celów w zakresie efektywności energetycznej w 2020 roku.

Bibliografia 1. Łaptos J., Prażuch W., Pytlarz A., Historia Unii Europejskiej, Kraków 2003. 2. Traktat ustanawiający Europejską Wspólnotę Węgla i Stali, Paryż 1951. 3. International Energy Agency IEA/OECD [online] www.iea.org/books. 4. Zielona Księga Komisji Europejskiej w sprawie strategii bezpieczeństwa dostaw energii, Bruksela 2000. 5. Unia Europejska, przedstawicielstwo KE w Polsce, Polityka energetyczna Unii Europejskiej, Warszawa 2005. 6. European Commission, Report on the Green Paper on Energy – Four years of European Initiative, Brussels 2005. 7. Komisja Wspólnot Europejskich, Zielona Księga – Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii, Kom. (2006) 105 wersja ostateczna, Bruksela 8.03.2006. 8. Commission of the European Communities, Commission Staff Working Document – Annex to the Green Paper, SFC (2006) 317/2, Brussels 2006. 9. European Commission, Inteligent energy – Europe 2003-06, Brussels, June 2003. 10. European Commission, The Energy Package [online] www.ec.europa. en/energy/energy_policy, Brussels, 10.01.2007. Komisja Wspólnot Europejskich, Komunikat do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego – Europejska polityka energetyczna, Kom. (2007) 1, wersja ostateczna, Bruksela, 10.01.2007. 11. Directive 2004/8/EC on promotion of cogeneration based on useful heat demand, OJ EU L. 52 of 21.2.2004. 12. Directive 96/61/EC concerning intergrated pollution prevention and control. OJ EU L. 257 of 10.10.1996. 13. Directive 2002/91/EC on the energy performance of buildings, OJ L. 171 of 23.12.2002. 14. Parlament Europejski, Komisja Przemysłu, Badań Naukowych i Energii, Dokument roboczy w sprawie racjonalizacji zużycia energii, czyli jak uzyskać więcej mniejszym nakładem środków – Zielona Księga, DT/592918 PL, Bruksela 15.12.2005. 15. Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu […] w sprawie efektywności wykorzystania energii i usług energetycznych, Dz.U.L 114/64 z 27.04.2006. 16. Komisja Wspólnot Europejskich: Komunikat Komisji – Plan działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii: sposoby wykorzystania potencjału, Kom. (2006) 545 wersja ostateczna, Bruksela, 19.10.2006. 17. Komisja Wspólnot Europejskich: Komunikat Komisji […] Plan Efektywności Energetycznej 2011, COM (2011) 0901, Bruksela 2011. 18. Komisja Wspólnot Europejskich: Ocena oddziaływania […] SEC (2011) 277, Bruksela 2011. 19. Commission Staff Working Document on progress report on the Energy Efficiency Action Plan 2006, SEC (2011) 276, Brussels 2011.

111

J. Malko | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 104–108

20. European Efficiency Action Plan: Commission gears up for more savings with renovation and smart meters [IP (11) 271], Brussels 2011. 21. Oettinger G., UE proposes tough energy efficiency package, News from Business Green, Mar. 2011. 22. Dyrektywa 2012/27/UE Parlamentu […] w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/ UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE z 25 października 2012. Jacek M. Malko

prof. dr hab. inż. Politechnika Wrocławska e-mail: jacek.malko@pwr.wroc.pl Absolwent Politechniki Wrocławskiej (1959), konstruktor w Dolnośląskich Zakładach Wytwórczych Maszyn Elektrycznych M-5, obecnie Alstom (1959– 1961), starszy inżynier w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu (1961–1965), od 1965 roku pracuje na Politechnice Wrocławskiej, przechodząc kolejne stopnie kariery, od starszego asystenta do profesora zwyczajnego. Autor i współautor ponad 500 publikowanych prac, w tym 7 monografii książkowych i 3 skryptów akademickich. Distinguished Member of CIGRE, przedstawiciel Polski w Komitecie Studiów C-5, Valuable Member of Institute of Electrical and Electronics Engineers, Member of International Association of Energy Economics, były członek prezydium Komitetu Problemów Energetyki Polskiej Akademii Nauk, ekspert zespołu parlamentarnego ds. energetyki, ekspert podkomisji sejmowej ds. nauki i szkolnictwa wyższego. Współautor opracowania „Strategia Energetyczna Dolnego Śląska” oraz ekspertyzy „Przestrzenne uwarunkowania i potrzeby terytorialne związane z rozwojem systemów technicznej infrastruktury energetycznej – rekomendacje dla KPZK” dla Ministerstwa Rozwoju Regionalnego (2008). Zainteresowania naukowe: teoria systemów, planowanie rozwoju i eksploatacji systemów energetycznych, prognozowanie w energetyce, procesy transformacji rynkowej, legislacja w energetyce, mechanizmy rynkowe i regulacyjne, nowe źródła energii.

112

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

The Implementation of Smart Metering System in ENERGA-OPERATOR SA – From Idea to Production

Author Robert Masiąg

Keywords Smart Metering, AMI, ENERGA-OPERATOR SA

Abstract This article presents a summary of the project implementation of Smart Metering systems in ENERGA-OPERATOR SA. The main objective of the project is the remote management and remote measurement data acquisition, reduction of the carrying difference, increasing energy efficiency and efficient management of the grid distribution and control consumption energy by the consumer and many others. This paper describes the business and technical assumption, challenges of the implementation of the project, the results achieved, and the reasons for the decision on the project by the company.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014211

1. Introduction For a long time the European Union countries have been investing in operations aimed at implementing smart metering systems. According to the EU directive, Member States are obliged to install at least 80% of smart meters by 2020, but each of the countries is at a different stage of implementation. For example, the Italians were the first to implement the new solution and at the end of the last year they replaced almost all of the old meters (99%) with intelligent systems. At the same time, the directive is being implemented in Spain, and approx. 1 million meters have been replaced so far. The Spaniards’ goal is to replace all of their devices by the end of 2018, which is two years before the date indicated in the EU directive. Other countries, such as France, are just beginning the implementation of new regulations. What is the situation in Poland compared to other Member States? Is the implementation of AMI (Advanced Metering Infrastructure) actually profitable for the Polish economy? Will the implementation of smart metering indeed bring benefits not only to distribution grid operators, but also to the consumers of electricity? Works on implementation of smart metering in Poland have been carried out for about three years. In May 2011, the President of the Energy Regulatory Authority (URE) published “The Position of the President of URE on the necessary requirements for the smart metering systems implemented by OSD E (...)” – there are ongoing works on further publications. The objective of the URE’s position is to promote AMI and encourage the energy distributors to implement it in the country. In view of the above, many distribution grid operators have taken up the challenge of intelligent metering project, which may be successful in Poland.

Time has shown that the potential problems related to the implementation of AMI can be managed on an ongoing basis and that it is possible to solve them. ENERGA-OPERATOR SA is carrying out the most advanced works on implementation of AMI in Poland. AMI has been implemented in ENERGA-OPERATOR SA since 22 February 2010. The first half-year was used for technical and economic analysis of the project and for detailed planning of investments. This was followed by many public tendering procedures which resulted in contracting of elements necessary to carry out the 1st Stage of implementation. The main procedures concerned: construction of the central IT system for AMI with Central Measurement Database functionality, delivery of the necessary telecommunications infrastructure and metering infrastructure. The decision on commencement of the 1st Stage of AMI implementation was made on 8 June 2010.

1.1. Purpose of the project Implementation of the project would allow ENERGA-OPERATOR SA to obtain many benefits. The most important of them are the following: • reduction of carrying difference • reduction of reading costs • identification of points of interruptions in power supply for consumers • ensuring measurement of prosumers • activation of the prepayment meter functionality • reinforcing of the image of ENERGA-OPERATOR SA as an innovative company aimed at economic efficiency. In addition, the project enables generation of benefits also for consumers of electricity. The essential of them relate to: 113

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

• provision of metering data for actual settlements with customers • provision of data on energy consumption on website for consumers • potential reduction of electricity consumption by consumers • strengthening of the position of electricity consumers on the market • improvement of the quality of electricity and the continuity of its supply • offering of new services and products.

1.2. Scope of the project The implementation of AMI system in ENERGA-OPERATOR SA is an innovative and complex task. This is the first and the most advanced project of this type in Poland. The implementation of AMI system covers the entire area of operation of ENERGAOPERATOR SA for customers of tariffs G and C1: • number of municipal customers (tariff G): 2.8 million • number of business customers (tariff C1): 290 thousand Approximately 3.1 million meters will be replaced in total. The entire project includes: • installation and activation of smart metering infrastructure (including municipal meters and balancing units) • installation and activation of telecommunications infrastructure implementation and activation of AMI application • connected to the Central Measurement Database.

2. The concept of implementation of AMI system in ENERGA-OPERATOR SA 2.1. Selected business assumptions ENERGA-OPERATOR SA began the preparations to implement AMI system by drawing up “The Feasibility Study for the Implementation of AMI System”. This stage lasted to 23 June 2010. The feasibility study was the basis for developing the concept of implementation of the AMI project, which included many business assumptions; the most important of them were the following:

Zone A

• the implementation of AMI should mean benefits for ENERGAOPERATOR SA and energy consumers • the implementation of AMI is to be optimised in terms of cost and to the maximum extent possible should be based on the use of ENERGA-OPERATOR SA resources • the implementation should enable integration of the AMI system with the future solutions for smart grids (the Smart Grid Ready concept) • supplies should be subcontracted in such a way as to enable flexible changing of suppliers and reduction of long-term obligations of ENERGA-OPERATOR SA due to contracts.

2.2. Main technical assumptions Technical and organisational assumptions regarding the solution architecture and the method of its implementation were defined for the purposes of the project. The main factor determining the selection of specific solutions was a long-term security of ENERGA-OPERATOR SA interest. Under this assumption it was decided to divide the solution architecture into independent technological layers connected with each other by standard interfaces commonly used on the market. Application of such a solution makes it possible to diversify suppliers of respective technological solutions, which results in better quality of supplied products and affects the implementation costs. In the technical concept prepared within the framework of the feasibility study the AMI system architecture was divided into three main areas: • TAN A (Technical Area Network) – this area covers the central AMI application system with the extensive ICT network infrastructure necessary to communicate AMI applications with corporate network nodes, which receive metering data from data hubs. The extensive ICT network infrastructure includes optical fibre links, and the active network infrastructure (network switches, routers, modems, converters) • TAN B – the area covering telecommunications links to ensure communication via modems and metering data hubs installed in MV/LV stations, with the corporate network infrastructure of ENERGA-OPERATOR SA

Zone B

Zone C

Zone D

Cumulative energy meter

Corporate network in Energa Operator

AMI system

Modem

APN

3GPP / CDMA network

Data MV/LV concentrator Cumulative energy meter

Modem

MV/LV

Fig. 1. Multi-layered AMI communications architecture [1] 114

Data concentrator

Energy meters

Home Area Network

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

• TAN C – the area covering the layer of AMI system infrastructure, consisting of metering data hubs, electricity meters and balancing meters, connected with each other via PLC LV technology (which uses low voltage power lines for communication). Illustrative division of AMI architecture into TAN A, TAN B and TAN C areas and the basic rules for information flow between them are shown in Fig. 1. The figure also presents the Home Area Network infrastructure (ISD) marked as zone D, to which the data from AMI are to be provided, in accordance with the recommendations of URE. Currently, ISD is beyond the scope of the AMI project and outside the domain of OSD. Such a solution organises the logical architecture in the system and allows clearly defining responsibilities for future operation of the entire infrastructure. It also ensures that the system operator may use virtually any telecommunications technologies. The only condition required is that the telecommunications modem must be equipped with Ethernet technology with TCP/IP. With this approach even if one of solutions is ineffective in a specific location, it may be replaced with another, better adapted telecommunications technology. Moreover, the introduction of division into zones connected with standard communications interface allows ENERGA-OPERATOR SA to use meters and metering data hubs of various manufacturers in the power grid. Meters of one manufacturer were used in the 1st Stage of AMI implementation for respective MV/LV stations. However, at the 2nd Stage of implementation, with the use of PRIME (Powerline Intelligent Metering Evolution) technology it will be possible to use meters of different manufacturers. ENERGAOPERATOR SA was the first distribution system operator in Poland that introduced the requirement to use this type of solution.

2.2.1. AMI information system (TAN A) The following key requirements were defined in the preparatory phase for implementation of AMI application system: • AMI system will be used as the Central Measurement Database in ENERGA-OPERATOR SA • development of the AMI system is to be possible by various entities that specialise in construction of information systems. ENERGA-OPERATOR SA will have access to and licenses thet al.low modification of source codes in the application system • additional communication interfaces will be implemented to automate the information exchange processes between AMI and other information systems • the AMI system is to automate the data collection processes • the AMI system is to enable balancing of electricity in the grid as part of additional services the AMI system is to enable the provision of information about the current electricity consumption to consumers via the AMI portal in the Internet. Consumers will also have access to an application dedicated to mobile devices (Apple IOS, Android), used to visualise metering data • the system is to allow remote reading of meter in the “on demand” mode, which will simplify and speed up the process involving the change of electricity supplier, in accordance with URE expectations

• the system is to allow the implementation of multiple new services for consumers in the future, including visualisation of metering data, new types of energy tariffs and support for electricity sales in the prepayment model. The AMI information system is the key link in the information and business architecture of ENERGA-OPERATOR SA. It consists of three main layers: • communications – including active network infrastructure, which is composed of network switches and routers. The communication layer also includes dedicated servers for acquisition of metering data which are used as the basis for designing the part of solution responsible for direct downloading of metering data from the hubs that support electricity meters. The communication layer was designed in such a way that damage to its individual elements does not cause interruptions in the system operation, thus guaranteeing a high availability of the entire system • management – which is the software-hardware unit logically separated from the whole solution. The management layer is responsible for controlling all operations in the system. The main functions of this layer are the following: providing the working environment to the system operators, management of resources and processes performed in the system, user authorisation, recording and monitoring of user activities (including the management of access rights to individual functionalities), providing the support for interfaces to external systems, reporting associated with the system operation and and ensuring ICT security • databases – to perform the Central Measurement Database functionality. One of the main elements of the database layer are hard drive and computing resources, which currently provide support for 800 thousand metering systems that record data with a 15-minute resolution. Characteristics of the solution implemented are as follows: • high availability, which guarantees the continuity of business processes, as even damage to many individual hard drives installed in the system does not cause interruptions in its operation • high performance provided by the use of the newest technologies available on the market (e.g. 6-core processors Intel Xeon X5675, solid state drives (SSD), InfniBand network interfaces, large Smart Flash Cache memory buffers), which guarantees smooth implementation of business processes and allows to efficiently process large data volumes • easy scalability of the solution, possible by adding proper hard drives or processor modules to the current infrastructure. What is important, all layers of the AMI system employ proven ICT technologies applied in solutions throughout the world, where the continuity of operation and efficiency are key parameters to the user.

2.2.2. Telecommunications layer (TAN A and TAN B) The main requirements for connectivity between the metering data hub and the AMI information system were defined as follows: • the implemented solution is to enable the use of any 115

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

technically and economically justified telecommunications solutions • the minimum required data rate for the telecommunications links is 64 kbit/s. This requirement was defined to ensure the ability to use the telecommunications layer of AMI system for implementation of new functionalities. An example of such use is the distribution network management through smart grids • the ability to change the telecommunications techniques by providing the standard communications interface – Ethernet supporting TCP/IP protocols.

2.2.3. Metering infrastructure layer (Tan C) The main requirements for the metering infrastructure layer were defined as follows: • the implemented AMI must meet the requirements of the President of URE published in the position on the minimum AMI requirements; each electricity meter will be able to operate only in the prepayment mode, however the logic of prepayment processes will be located outside the meter; each meter will be equipped with a remotely managed module which can limit the power supplied to consumers – a functionality expected by URE, particularly desirable to ensure energy supplies to sensitive consumers • electricity meter will enable transfer of readings to the central application from other utility (e.g. gas, heat) meters by using the local communication with those meters; the meter must be prepared for integration with the use of communication protocols, which are currently undefined and will be subject to development in the future • meters will be equipped with an interface thet al.lows connection of the communication module for the purposes of information transfer to ISD devices, including the information about the current consumption, in the mode close to real time mode. In addition, the technical requirements for three main types of devices constituting the metering infrastructure layer of AMI system was defined, i.e. for municipal meters, balancing meters and metering data hubs. Over 160 detailed technical requirements were defined in total.

2.2.4. ICT security and consumer privacy protection A very important factor related to the implementation of the entire AMI is to provide the solution security. Bearing in mind that the use of AMI in accordance with its purpose may cause many risks associated with ensuring of continued supply for consumers, many of the functionalities that may improve the system security were specified as early as at the stage of technical requirement defining. Security requirements were defined for all layers of the solution implemented: applications, telecommunications metering infrastructure. The main of them are as follows: the ability to encrypt the data sent between individual elements in the system, the use of replaceable cryptographic keys, ensuring high system reliability and redundancy of key elements in 116

the solution. In order to ensure a proper protection of metering data it was assumed that they will be treated as personal data. Mechanisms for recording of all operations related to downloading, modification and sharing of data were introduced to the AMI application. Many levels of improvements allowing controlling the access to relevant categories of data processed in the system were defined, in addition to the introduction of advanced management mechanisms related to parameterisation and administration of the whole system.

3. Challenges related to implementation of the project 3.1. Specific requirements of URE for AMI On 31 May 2011 the President of the Energy Regulatory Authority, one of the main stakeholders and supporters of AMI implementation in our country, published his position on the necessary requirements for the smart metering systems implemented by OSD E, taking into account the purpose and the proposed support mechanisms for the postulated market model. The position specified the minimum requirements for functionalities of AMI systems. At the same time, URE is in the middle of works on the document relating to AMI security, the requirements for Home Area Network infrastructure, and the postulated metering market model in Poland with participation of the metering information operator (OIP). Specific requirements of URE for AMI apply to the implementation of HAN (Home Area Network) in smart meters, and to the recording of meter reading profile.

3.1.1. Requirements of URE for HAN interface The element which is a new technical requirement for electricity meters is the implementation of communications interface with the consumer’s Home Area Network infrastructure (ISD, HAN) in the meter. The need for implementation of that interface is due to the requirements of URE, and it should be noted that this requirement is specific for the Polish market. ENERGA-OPERATOR SA decided that an USB port is to be used as HAN interface. The requirements of URE do not identify a specific type of port, so each OSD can use any HAN interface in AMI meters. ENERGA-OPERATOR SA chose the USB port because it is an open communications port which gives new technical possibilities associated with the use of AMI meters. Advantages of the use of USB ports in electricity meters are as follows: • ability to use any communications technology (from USB to home gateway) • ability to adapt the communications technology to the meter installation point by using a suitable adapter connected to the USB port • ability to use wireless and wired communications technologies • the solution is open to application of new, currently unknown technologies • standardisation of powering of the communications adapter connected to the USB port standardisation of the physical and logical communications layer.

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

3.1.2. Requirements of URE for recording of the meter reading profile

As previously mentioned, the AMI project in ENERGA-OPERATOR SA is the first and the most advanced undertaking in this field in our country. In view of the above, it is clear that some problems and difficulties appeared during the 1st phase of implementation, and ENERGA-OPERATOR SA had to find its own solutions. A strong emphasis was put on interoperability, reliability and innovation of solutions. However, one of the main problems is that on the market there are no finished products that would satisfy all of the requirements of ENERGA-OPERATOR SA: • there is no smart metering infrastructure which meets the requirements, in particular there are no meters with PRIME communication and a USB port, as well as no balancing meters with required specifications • there are no ready-made solutions and mechanisms that would meet the requirements for the AMI application system in respect of information systems. Other important issues which had to be handled by ENERGAOPERATOR SA during the 1st Stage of AMI implementation include: • lack of proven, reliable and stable telecommunications infrastructure in Polish OSDs • tendering procedures conducted in accordance with the Public Procurement Law, resulting in, among others, low quality of tenders submitted by contractors, extension of procedures by suppliers, formal errors • organisational readiness of corporations to conduct a project this large, including the appointment of project teams, preparation of relevant processes and organisational changes.

An important condition in the context of reading efficiency is the requirement of the Energy Regulatory Authority to record 15-minute profiles. This requirement was defined by URE over two years ago, but until now there has been no business justification for such frequent readings. There are no products on the market that would require such frequent recording of data. Recording of data once per hour is sufficient for achieving the assumed business goals. Currently, URE is moving away from the requirement to record 15-minute profiles and is replacing it with hour profiles; however the implementation of 15-minute readings has made it possible to gain very valuable experience in the application of PLC LV technology. An example of the capabilities of the technology implemented at ENERGA-OPERATOR SA is shown in Fig. 2 – the results of the analysis of reading efficiency for one of the largest MV/LV stations in terms of the number of consumers supplied. The metering data for this station are recorded every 15 minutes for over 600 consumers. In practice this means that ENERGA-OPERATOR SA has a technology that, in a justified case, can be used to activate the recording of 15-minute profiles for 100% of energy consumers. The information of ENERGAOPERATOR SA shows that so far none of the distribution network operators has implemented a technology that enables meter readings in 15-minute profiles.

3.2. Lack of finished products capable of meeting the requirements of ENERGAOPERATOR SA on the market

3.3. Huge organisational undertaking, requiring effort of the entire company

Smart metering systems are currently not commonly used by distribution network operators around the world. They are implemented only by the most innovative entities, who perceive the energy sector not only in terms of electricity supplies, but also in the context of far-reaching cost optimisation of their activities and the ability to deliver new products and services to consumers. Implementation of AMI systems is a completely new idea in Poland, so any related decisions must be thoroughly thought out and followed by strictly supervised and monitored performance.

The Technological Program “Implementation of AMI System in ENERGA-OPERATOR SA” was created as of the date of formal decision to begin the 1st Stage of AMI implementation, i.e. 8 June 2010; it consists of four project teams responsible for: • implementation of the AMI system metering infrastructure • implementation of the bidirectional data transmission network for AMI

Number of counters

Effectiveness of the energy meter readings - 15 minutes profile. (Station MV/LV number 10162) 99,7%

99,5%

99,8%

99,7%

100%

610

610 608

100%

609 608

608

609

610

609

608

607

Due to the ﬁrmware update in 11.12 – 14.12.2012, data acquisi�on has been stopped.

606 604 602 600

27-11

28-11

29-11

30-11

1-12

2-12

3-12

4-12

5-12

6-12

7-12

8-12

9-12

10-12

11-12

12-12

13-12

14-12

15-12

16-12

17-12

18-12

19-12

Fig. 2. Accuracy of readings at station no. 10162 in Kalisz [1] 117

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

• implementation of the central information system to manage the AMI environment connection of the electricity meters supporting industrial consumers to the Converge System. In addition to the project teams consisting of employees of ENERGA-OPERATOR SA, the support for design works was provided also by employees of ENERGA-OBRÓT SA and other companies of ENERGA SA Group. It should be noted that ENERGA-OPERATOR SA has been efficiently using own resources during the implementation of AMI project. The Network Work Companies (Spółki Pracy na Sieci – SPNS) are responsible for modernising MV/LV stations, whereas the Customer Technical Support (Techniczna Obsługa Odbiorców – TOO) handles the replacement of meters and installation of balancing units. It was not easy to achieve this functioning of the corporation for the purposes of the implementation of smart metering infrastructure, which required proper organisational changes and preparation of processes. ENERGA-OPERATOR SA also works with the Energy Regulatory Authority (URE), the Polish Power Transmission and Distribution Association (PTPiREE), the Association of Energy Trading (TOE), PSE Operator, other domestic and foreign distribution system operators, as well as with the suppliers of smart metering systems and various types of advisory companies and institutions. To conclude, the implementation of the 1st Stage of AMI project means many organisational and technical challenges that must be faced by ENERGA-OPERATOR SA. However, it has allowed gathering experience and skills sufficient to implement the smart metering system in the whole company. Much experience has been gained especially in the following areas: modernisation of MV/LV stations, replacement of large numbers of metering devices for individual customers within a specified time limit, and cooperation with suppliers in activation of the purchased infrastructure comprising the smart metering system.

4. The results achieved during the 1st Stage of AMI implementation in ENERGA-OPERATOR SA • The 1st Stage of AMI implementation is a pioneering solution on the Polish market due to the project innovation and its scale exceeding 100 thousand metering points. ENERGAOPERATOR SA is the only distribution system operators in Poland to take up such a huge challenge. The implemented AMI solution has allowed to partially achieve the set objectives of ENERGA-OPERATOR SA, as well as to gain much valuable experience and information. The important project achievements of the 1st Stage of AMI implementation include: • ability to record readings in 15-minute profiles, in accordance with the requirements of URE • provision of metering data for actual settlements with customers • introduction of USB ports to metering devices • access to the dedicated website for consumers • activation of the prepayment meter functionality.

118

4.1. Recording of readings in 15-minute profiles In the field of metrology ENERGA-OPERATOR SA is able to provide two-way communications with meters and recording of metering data in 15-minute profiles. The solution implemented in the 1st Stage is fully compatible with the high requirements set by the President of of URE in the Position on AMI. That requirement has not yet been satisfied by any other solution implemented by other OSDs in Poland.

4.2. Provision of metering data for actual settlements with customers The implemented AMI solution allows sharing data for actual monthly settlements with customers. This solution was tested in practice with one of the electricity sellers – ENERGA-OBRÓT. It already allows using the metering data obtained by electronic means for several thousand electricity meters. It is not necessary to send collectors to read meters at the locations covered by smart metering systems. Based on the actual readings obtained by using AMI, ENERGA-OPERATOR SA is already able to provide the data for settlement of energy consumption by consumers each month. The conclusions from the tests confirmed that it is possible to use this solution in the whole area of ENERGAOPERATOR SA, as long as AMI meters are installed there. There are works being performed on the production use of data from AMI in billing systems.

4.3. Introduction of USB ports to metering devices A USB port is one of the requirements introduced by ENERGAOPERATOR SA to AMI meters. On the one hand, the need to use a communications port in AMI meters arise from the requirements of URE (a specific type of port is not indicated), on the other, the use of an open communication port, i.e. USB, gives new technical possibilities connected with the use of AMI. So far, communications ports have been used in some types of meters, but with many limitations, which could be overcome only in cooperation with the supplier of the particular type of meter and required extra costs. Introduction of a USB port (previously used for communication in personal computers and household devices) to energy meters provides new ways to use electricity meters, for example by communicating the meter with home automation devices, which receive the information that enable optimisation of their operation.

4.4. Access to the dedicated website for consumers In connection with the first activation, ENERGA-OPERATOR SA provides a dedicated website and mobile applications for smartphones and tablets to selected electricity consumers. The solution functionalities include the option of the analysis of energy consumption patterns by comparing the consumption of the particular consumer with the average consumption by other consumers and the identification of high consumption periods; thus they enable optimisation which takes into account the differences in energy prices in respective tariffs. Other planned

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

amenities for consumers are SMS and e-mail notifications about power failures detected on the basis of the analysis of the AMI system operation and about the estimated time of their removal. Users can log in to the AMI website on the Internet page, in the log-in screen. After logging in to the service, the users of smart meters can create own accounts to facilitate future use of the website. Fig. 3–5 below show several selected views of the website tabs.

Fig. 5. View of the “Consumption” (zużycie) tab

4.5. Activation of the prepayment meter functionality

Fig. 3. User account

Fig. 4. View of the “Meter” (licznik) tab

Implementation of AMI meters allows selling electricity in prepayment practically to any consumer covered by the AMI implementation. This solution is based on the use of fundamental operating characteristics of AMI. AMI meters use telecommunications links to transfer the information about the amount of energy consumed by the customer to the AMI information system. This information is automatically transferred to the energy seller’s system where it is then analysed. If the pre-paid energy sale system detects that the limit of energy that can be supplied to the consumer has been depleted, the AMI system receives an order to hold or reduce supplies. The seller is responsible for ensuring the support of channels for the energy supplied in the prepayment model. As a result of the implementation of the pre-paid energy sale model with the use of AMI the service that is currently available with major limitations will be available to all interested consumers. A major advantage of the solution is that, unlike today, the pre-paid sales of energy will not require special costly meters. Currently, ENERGA-OPERATOR SA and ENERGA-OBRÓT SA are testing the operation of platform for selling energy in the prepayment model. Once the tests are complete the service can be provided to consumers. The estimated date on which the solution will be made available is the second half of 2013, depending on ENERGA-OBRÓT SA.

5. Final conclusions Smart metering systems are currently not commonly used by distribution network operators around the world. They are implemented only by the most innovative entities, who perceive the energy sector not only in terms of electricity supplies, but also in the context of far-reaching cost optimisation of their activities and the ability to deliver new products and services to consumers.

119

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | 113–120

Implementation of AMI systems is a completely new idea in Poland, so – obviously – any related decisions must be thoroughly thought out and followed by strictly supervised and monitored performance. In Poland, smart metering systems are perceived primarily as a tool thet al.lows optimising the readings of meters by collectors. This is a false assumption, as those solutions should be looked at in a much broader perspective. In the future, smart metering will enable full balancing of power grid et al.l its levels. Illegal electricity consumption will be much more difficult. The condition of power grid will be analysed almost in real time so it will be possible to quickly locate and remove failures and to manage the grid in such a way as to prevent blackouts or extensive power failures. The quality of energy supplied to the end customer will be monitored on a regular basis to ensure smooth operation of devices. The environmental aspects of implementation of smart metering are also important. It will be possible to use renewable energy sources on a much larger scale in the locations with smart metering systems, and, essentially, to manage and evaluate their impact on the power grid. Now such a solution is not possible in the whole grid. Another important aspect of AMI implementation is the social factor related to supply of electricity. In accordance with expectations of URE, AMI implementation will allow to guarantee that sensitive consumers receive energy on the so-called social level. Naturally, all of this won’t happen overnight and the full use of smart metering will probably take many years. However, bearing in mind the economic viability of this undertaking, there is no turning back from implementation of smart grids. It is obvious that the first phase of implementation was characterised by various problems and difficulties, but there are known ways to

solve them. A solution was built after several months of work, but it has not been implemented by any distribution network operator, in particular in respect of meter reading in 15-minute profiles. During the 1st Stage of AMI implementation ENERGA-OPERATOR SA gained much experience, which allows it to clearly demonstrate that an effective implementation of AMI systems is possible. It should be noted that the above-mentioned experience has already been taken into account in preparations for the next stages of the project. References

1. ENERGA-OPERATOR SA, Podsumowanie wdrożenia Etapu I projektu AMI wg stanu na dzień 31 grudnia 2012 [The Summary of implementation of the 1st Stage of AMI Project as of 31 December 2012], Gdańsk, January 2013. 2. Urząd Regulacji Energetyki, 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 [Energy Regulatory Authority, The Position of the President of URE on the necessary requirements for the smart metering systems implemented by OSD E, taking into account the purpose and the proposed support mechanisms for the postulated market model] Warsaw, May 2011. 3. Urząd Regulacji Energetyki, Raport Krajowy Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki 2011 [Energy Regulatory Authority, The National Report of the President of the Energy Regulatory Authority], July 2011.

Robert Masiąg ENERGA-OPERATOR SA e-mail: robert.masiag@energa.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering, major in electronic engineering at the Technical University of Lublin. After graduating he started working in a large telecommunications company where he focused on telecommunications and information infrastructure management. He managed teams of specialists while implementing large and complex IT projects. The biggest of them was the development of the construction and implementation concept for the central data collection system supporting billing records from more than 10 million customers. In recent years he was responsible for developing several IT systems in the areas of billing data collection and interconnect billing. In ENERGA-OPERATOR SA he acts as a representative of the management board for smart grid implementation, and directs the works related to the implementation of the AMI system, which will provide the base for building Smart Grid.

120

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 113–120

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 113–120. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wdrożenie systemu inteligentnego opomiarowania w energa-operator sa – od pomysłu do realizacji Autor

Robert Masiąg

Słowa kluczowe

inteligentna infrastruktura pomiarowa, AMI, ENERGA-OPERATOR SA

Streszczenie

W artykule zaprezentowano podsumowanie wdrożenia Etapu I projektu systemu inteligentnego opomiarowania w ENERGAOPERATOR SA. Głównym celem projektu jest zapewnienie zdalnego zarządzania układami pomiarowymi oraz zdalne pozyskiwanie danych pomiarowych, ograniczenie różnicy bilansowej, zwiększenie efektywności dostarczanej energii i sprawne zarządzanie siecią, a w późniejszej perspektywie kontrolowanie przez odbiorców zużycia energii oraz wiele innych udogodnień. W pracy opisano założenia biznesowe oraz techniczne, wyzwania związane z realizacją przedsięwzięcia, osiągnięte wyniki, a także uzasadnienie podjęcia decyzji o realizacji projektu przez spółkę.

1. Wstęp Od dłuższego czasu kraje Unii Europejskiej inwestują w działania na rzecz wdrożenia inteligentnego opomiarowania. Zgodnie z unijną dyrektywą państwa członkowskie mają obowiązek zainstalowania przynajmniej 80% inteligentnych liczników energii do 2020 roku, jednak każde z państw jest na innym etapie wdrożenia. Dla przykładu Włosi jako pierwsi wdrożyli nowe rozwiązanie i pod koniec ubiegłego roku wymienili już niemal wszystkie stare liczniki (99%) na inteligentne. Natomiast w Hiszpanii dyrektywa jest dopiero wdrażana i do tej pory zastąpiono ok. 1 mln liczników. Celem Hiszpanów jest wymiana wszystkich urządzeń do końca 2018 roku, a więc dwa lata przed datą określoną w unijnej dyrektywie. Inne kraje, jak na przykład Francja, dopiero rozpoczynają implementację nowych regulacji. Jak prezentuje się Polska na tle innych państw członkowskich? Czy wdrożenie AMI ( a n g . Ad v a n c e d Me t e r i n g Infrastructure, zaawansowana infrastruktura pomiarowa) jest rzeczywiście opłacalne dla polskiej gospodarki? Czy rzeczywiście wdrożenie inteligentnego opomiarowania przyniesie korzyści nie tylko operatorom sieci dystrybucyjnej, ale także odbiorcom energii elektrycznej? Od ok. trzech lat trwają prace nad wdrożeniem inteligentnego opomiarowania w Polsce. W maju 2011 roku prezes Urzędu Regulacji Energetyki opublikował „Stanowisko prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez OSD E inteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowych (…)” – trwają prace nad kolejnymi. Celem stanowiska URE jest rozposzechnienie i zachęcenie dystrybutorów energii do wdrożenia AMI w kraju. W związku z powyższym wielu operatorów sieci dystrybucyjnej podjęło się wyzwania, jakim jest projekt inteligentnego opomiarowania, który ma szansę powieść się w Polsce. Czas pokazał, że potencjalne problemy związane z wdrożeniem AMI mogą być na bieżąco zarządzane i że możliwe są działania pozwalające na ich

rozwiązywanie. ENERGA-OPERATOR SA prowadzi najbardziej zaawansowane prace nad wdrożeniem AMI w Polsce. Wdrożenie AMI w ENERGA-OPERATOR SA jest realizowane od 22 lutego 2010 roku. Pierwsze pół roku przeznaczono na analizę techniczno-ekonomiczną przedsięwzięcia oraz na szczegółowe zaplanowanie inwestycji. Następnie przeprowadzono wiele publicznych postępowań przetargowych, podczas których zakontraktowano elementy niezbędne do realizacji Etapu I wdrożenia. Główne postępowania dotyczyły: budowy centralnego systemu informatycznego AMI z funkcjonalnością Centralnej Bazy Pomiarów, dostaw niezbędnej infrastruktury telekomunikacyjnej oraz infrastruktury pomiarowej. Decyzję o uruchomieniu realizacji Etapu I wdrożenia AMI podjęto 8 czerwca 2010 roku. 1.1. Cel projektu Wdrożenie projektu pozwala na realizację wielu korzyści dla ENERGA-OPERATOR SA. Najważniejsze z nich dotyczą: • ograniczenia różnicy bilansowej • redukcji kosztów odczytów inkasenckich • identyfikacji miejsc przerw w zasilaniu odbiorców • zapewnienia opomiarowania prosumentów • uruchomienia funkcji przedpłatowej licznika • utr walenia wizerunku ENERGAOPERATOR SA jako firmy innowacyjnej i nakierowanej na efektywność ekonomiczną. Ponadto projekt pozwala na generowanie korzyści również dla odbiorców energii elektrycznej. Najważniejsze z nich dotyczą: • udostępnienia danych pomiarowych na potrzeby rozliczeń rzeczywistych z klientem • udostępnienia danych o zużyciu energii w portalu WWW dla odbiorców • potencjalnego ograniczenia zużycia energii elektrycznej przez odbiorców • wzmocnienia pozycji odbiorcy energii elektrycznej na rynku • podwyższenia jakości oraz ciągłości dostaw energii elektrycznej • oferowania nowych usług i produktów.

1.2. Zakres projektu Wdrożenie systemu AMI w ENERGAOPERATOR SA jest zadaniem innowacyjnym i złożonym. To pierwszy i najbardziej zaawansowany tego typu projekt w Polsce. Wdrożenie systemu AMI obejmuje cały obszar działania ENERGA-OPERATOR SA dla klientów taryf G oraz C1: • liczba klientów komunalnych (taryfa G): 2,8 mln • liczba klientów biznesowych (taryfa C1): 290 tysięcy. W sumie wymienionych zostanie ok. 3,1 mln liczników. Zakres całego projektu obejmuje: • instalację i uruchomienie infrastruktury inteligentnego opomiarowania (m.in. liczniki komunalne oraz zestawy koncentratorowo-bilansujące) • instalację oraz uruchomienie infrastruktury telekomunikacyjnej • zaimplementowanie oraz uruchomienie aplikacji AMI powiązanej z centralną bazą danych pomiarowych. 2. Koncepcja wdrożenia systemu ami w energa-operator SA 2.1. Wybrane założenia biznesowe Przygotowania do wdrożenia systemu AMI w ENERGA-OPERATOR SA rozpoczęto od opracowania „Studium wykonalności wdrożenia systemu AMI”. Etap ten trwał do 23 czerwca 2010 roku. Na podstawie studium wykonalności powstała koncepcja realizacji projektu AMI, która obejmowała wiele założeń biznesowych, najważniejsze z nich były następujące: • wdrożenie AMI powinno przynieść korzyści zarówno dla ENERGAOPERATOR SA, jak i odbiorców energii • wdrożenie AMI ma być optymalne pod względem kosztów oraz w maksymalnym stopniu powinno bazować na wykorzystaniu zasobów ENERGA-OPERATOR SA • wdrożenie powinno umożliwiać integrację systemu AMI z przyszłymi rozwiązaniami w zakresie inteligentnych sieci (koncepcja Smart Grid Ready) • kontraktowanie dostaw powinno być realizowane w taki sposób, aby pozwalało na elastyczną zmianę dostawców i ograniczenie ze strony ENERGA-OPERATOR SA

121

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 113–120

długoterminowych zobowiązań, wynikających z zawartych kontraktów. 2.2. Główne założenia techniczne Na potrzeby realizacji projektu zdefiniowano założenia techniczno-organizacyjne, dotyczące architektury rozwiązania i sposobu jego wdrożenia. Głównym czynnikiem decydującym o wyborze konkretnych rozwiązań było zabezpieczenie długoterminowego interesu ENERGA-OPERATOR SA. Wychodząc z takiego założenia, podjęto decyzję o podziale architektury rozwiązania na niezależne warstwy technologiczne, połączone ze sobą z wykorzystaniem standardowych interfejsów, powszechnie wykorzystywanych na rynku. Zastosowanie takiego rozwiązania zapewnia możliwość dywersyfikacji dostawców poszczególnych rozwiązań technologicznych, co korzystnie przekłada się na jakość dostarczanych produktów oraz koszty wdrożenia. W przygotowanej w ramach studium wykonalności koncepcji technicznej architektura systemu AMI została podzielona na trzy główne strefy: • TAN A (ang. Technical Area Network) – obszar ten obejmuje centralny system aplikacyjny AMI wraz z infrastrukturą rozległej sieci teleinformatycznej, niezbędnej do skomunikowania aplikacji AMI z węzłami sieci korporacyjnej, do których będą dostarczane dane pomiarowe z koncentratorów danych. Infrastruktura rozległej sieci teleinformatycznej to m.in. łącza światłowodowe oraz aktywna infrastruktura sieciowa (przełączniki sieciowe, routery, modemy, konwertery) • TAN B – obszar obejmujący łącza telekomunikacyjne zapewniające skomunikowanie za pośrednictwem modemów oraz koncentratorów danych pomiarowych, zainstalowanych na stacjach SN/nN, z infrastrukturą sieci korporacyjnej ENERGA-OPERATOR SA • TAN C – obszar obejmujący warstwę infrastruktury pomiarowej systemu AMI, składający się z koncentratorów danych pomiarowych, liczników energii elektrycznej oraz liczników bilansujących, skomunikowanych ze sobą za pośrednictwem technologii PLC LV (wykorzystującej do komunikacji linie energetyczne niskiego napięcia). Poglądowy podział architektury AMI na strefy TAN A, TAN B, TAN C oraz podstawowe zasady przepływu informacji pomiędzy nimi przedstawiono na rys. 1. Na rysunku pokazano również obszar infrastruktury sieci domowej (ISD), oznaczony jako strefa D, do którego – zgodnie Strefa A

z zaleceniami URE – mogą być przekazywane informacje z AMI. Obecnie ISD leży poza zakresem projektu AMI oraz poza domeną działania OSD. Rozwiązanie takie porządkuje logiczną architekturę systemu oraz pozwala na jednoznaczne określenie odpowiedzialności za późniejszą eksploatację całości infrastruktury. Gwarantuje także operatorowi systemu możliwość stosowania praktycznie dowolnych technologii telekomunikacyjnych. Jedynym koniecznym do spełnienia warunkiem jest to, aby modem telekomunikacyjny był wyposażony w technologię Ethernet z TCP/IP. Podejście takie zapewnia również, że w sytuacji niesprawdzenia się któregoś ze stosowanych rozwiązań w konkretnej lokalizacji można w tym miejscu zastosować inną, lepiej dostosowaną technologię telekomunikacyjną. Co więcej, wprowadzenie podziału na strefy połączone standardowym interfejsem komunikacyjnym, umożliwia firmie ENERGA-OPERATOR SA stosowanie w sieci energetycznej liczników i koncentratorów danych pomiarowych różnych producentów. W ramach Etapu I wdrożenia AMI dla poszczególnych stacji SN/nN stosowano liczniki jednego producenta. Natomiast w Etapie II wdrożenia, dzięki zastosowaniu technologii PRIME (z ang. Powerline Intelligent Metering Evolution), możliwe będzie stosowanie liczników różnych producentów. ENERGA-OPERATOR SA jako pierwszy operator systemu dystrybucyjnego w kraju wprowadziła wymóg stosowania tego typu rozwiązania. 2.2.1. System informatyczny AMI (TAN A) W fazie przygotowawczej do wdrożenia systemu aplikacyjnego AMI zdefiniowano następujące kluczowe wymagania: • system AMI będzie stanowił Centralną Bazę Pomiarów w ENERGA-OPERATOR SA • rozwój systemu AMI ma być możliwy przez różne podmioty specjalizujące się w budowie systemów informatycznych. ENERGA-OPERATOR SA ma posiadać dostęp i licencje umożliwiające modyfikację kodów źródłowych systemu aplikacyjnego • w celu zautomatyzowania procesów wymiany informacji pomiędzy AMI i innymi systemami informatycznymi zostaną wdrożone dodatkowe interfejsy komunikacyjne • system AMI ma zautomatyzować procesy pozyskiwania danych pomiarowych • system AMI ma umożliwić bilansowanie energii elektrycznej w sieci

Strefa B

Strefa C

Strefa D

Licznik bilansujący

Sieć korporacyjna EOP System AMI

Modem

Koncentrator

Licznik bilansujący

APN sieci komórkowej Sieć radiowa 3GPP / CDMA Modem operatora komórkowego

Rys. 1. Wielowarstwowa architektura komunikacji AMI [1]

122

SN / nN

Koncentrator

Liczniki komunalne

Infrastruktura Sieci Domowej

• w ramach usług dodatkowych system AMI ma umożliwić przekazywanie odbiorcy informacji o bieżącym zużyciu energii elektrycznej za pośrednictwem portalu AMI, działającego w sieci Internet. Odbiorcom zostanie również udostępniona aplikacja dedykowana urządzeniom mobilnym (Apple iOS, Android), służąca do wizualizacji danych pomiarowych • system ma zapewnić możliwość zdalnego odczytu licznika w trybie „na żądanie”, co zgodnie z oczekiwaniami URE uprości i przyspieszy proces zmiany sprzedawcy energii elektrycznej • system ma umożliwić w przyszłości wdrożenie wielu nowych usług dla odbiorców, w tym np. wizualizację danych pomiarowych, nowe typy taryf energetycznych oraz obsługę sprzedaży energii elektrycznej w modelu przedpłatowym. System informatyczny AMI jest kluczowym ogniwem w architekturze informatycznej i biznesowej firmy ENERGA-OPERATOR SA. Składa się z trzech głównych warstw: • komunikacyjnej – obejmującej aktywną infrastrukturę sieciową, na którą składają się przełączniki sieciowe oraz routery. W skład warstwy komunikacyjnej wchodzą również dedykowane serwery akwizycji danych pomiarowych, na których podstawie jest zbudowana część rozwiązania odpowiedzialna za bezpośrednie pobieranie danych pomiarowych z koncentratorów obsługujących liczniki energii elektrycznej. Warstwa komunikacji została zaprojektowana w taki sposób, że uszkodzenie jej pojedynczych elementów nie powoduje przerw w działaniu systemu, gwarantując wysoką dostępność całego systemu • zarządczej – która stanowi jednostkę programowo-sprzętową, wydzieloną logicznie z całości rozwiązania. Warstwa zarządcza jest odpowiedzialna za kontrolę wszystkich działań realizowanych w systemie. Główne funkcje tej warstwy to udostępnienie środowiska pracy operatorom systemu, zarządzanie zasobami i procesami zachodzącymi w systemie, autoryzacja użytkowników oraz rejestrowanie i monitorowanie ich działań (w tym zarządzanie prawami dostępu do poszczególnych funkcjonalności), zapewnienie obsługi interfejsów do systemów zewnętrznych, raportowanie związane z funkcjonowaniem systemu oraz zapewnienie bezpieczeństwa teleinformatycznego • bazy danych – realizującej funkcjonalność Centralnej Bazy Pomiarów. Jednym z głównych elementów warstwy bazy danych są zasoby dyskowe oraz obliczeniowe, zapewniające obecnie możliwość obsługi 800 tysięcy układów pomiarowych, rejestrujących dane z rozdzielczością 15-minutową. Cechami charakterystycznymi wdrożonego rozwiązania są: • wysoka dostępność, gwarantująca ciągłość obsługi procesów biznesowych, gdyż uszkodzenie nawet wielu pojedynczych dysków twardych, zainstalowanych w systemie, nie powoduje przerwy w jego działaniu • wysoka wydajność, zapewniona przez zastosowanie najnowszych dostępnych na rynku technologii (np. 6-rdzeniowe procesory Intel Xeon X5675,

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 113–120

półprzewodnikowe dyski twarde SSD, interfejsy sieciowe InfiniBand, duże bufory pamięci Smart Flash Cache), gwarantująca płynność realizacji procesów biznesowych i możliwość wydajnego przetwarzania dużych wolumenów danych • łatwa skalowalność rozwiązania, możliwa do realizacji poprzez dołożenie do obecnej infrastruktury odpowiednich dysków twardych lub modułów procesorowych. Co ważne, we wszystkich warstwach systemu AMI zastosowano sprawdzone technologie teleinformatyczne, wykorzystywane w stosowanych na całym świecie rozwiązaniach, gdzie ciągłość działania i wydajność są kluczowymi dla użytkownika parametrami. 2.2.2. Warstwa telekomunikacyjna (TAN A i TAN B) Główne wymagania dotyczące łączności pomiędzy koncentratorem danych pomiarowych oraz systemem informatycznym AMI zostały zdefiniowane następująco: • wdrażane rozwiązanie ma umożliwiać stosowanie dowolnych, uzasadnionych technicznie i ekonomicznie rozwiązań telekomunikacyjnych • minimalna wymagana przepływność stosowanych łączy telekomunikacyjnych to 64 kbit/sek. Wymaganie to zdefiniowano w celu zapewnienia możliwości wykorzystywania warstwy telekomunikacyjnej systemu AMI do wdrażania nowych funkcjonalności. Przykładem takiego zastosowania może być zarządzanie siecią dystrybucyjną z wykorzystaniem sieci inteligentnych • ma zostać zapewniona możliwość wymienności technik telekomunikacyjnych przez zapewnienie standardowego interfejsu komunikacyjnego Ethernet z obsługą protokołów TCP/IP. 2.2.3. Warstwa infrastruktury pomiarowej (TAN C) W zakresie warstwy infrastruktury pomiarowej główne wymagania zostały określone następująco: • wdrażana infrastruktura pomiarowa AMI musi spełniać wymagania prezesa URE, opublikowane w stanowisku dotyczącym minimalnych wymagań AMI • każdy licznik energii elektrycznej będzie mógł działać w trybie przedpłatowym, jednak logika obsługi procesów przedpłatowych będzie umiejscowiona poza licznikiem • każdy licznik będzie wyposażony w zdalnie zarządzany moduł, którym będzie można ograniczać moc dostarczoną do odbiorcy – funkcjonalność oczekiwana przez URE, szczególnie pożądana dla zapewnienia dostaw energii do odbiorców wrażliwych • licznik energii elektrycznej umożliwi przesyłanie odczytów do aplikacji centralnej z liczników innych mediów (np. gaz, ciepło), dzięki wykorzystaniu lokalnej komunikacji z tymi licznikami; licznik musi być przygotowany na możliwość integracji z wykorzystaniem protokołów komunikacyjnych, które w obecnym czasie nie są zdefiniowane i będą podlegać rozwojowi w przyszłości • liczniki wyposażone będą w interfejs umożliwiając y podłączenie modułu komunikacyjnego na potrzeby

przekazywania informacji do urządzeń ISD, m.in. o bieżącym zużyciu, w trybie zbliżonym do czasu rzeczywistego. Ponadto określono wymagania techniczne dla trzech głównych typów urządzeń, z których zbudowana jest warstwa infrastruktury pomiarowej systemu AMI, tj. dla liczników komunalnych, liczników bilansujących oraz koncentratorów danych pomiarowych. Łącznie zostało zdefiniowanych ponad 160 szczegółowych wymagań technicznych. 2.2.4. Bezpieczeństwo teleinformatyczne oraz ochrona prywatności odbiorców Bardzo ważnym czynnikiem związanym z wdrożeniem całości infrastruktury AMI jest zapewnienie bezpieczeństwa rozwiązania. Mając na uwadze, że wykorzystanie infrastruktury AMI niezgodnie z jej przeznaczeniem może powodować wiele zagrożeń związanych z zapewnieniem ciągłości zasilania odbiorców, już na etapie definiowania wymagań technicznych określono wiele funkcjonalności pozwalających na zwiększenie bezpieczeństwa systemu. Wymagania dotyczące bezpieczeństwa zostały zdefiniowane dla wszystkich warstw wdrażanego rozwiązania: aplikacji, telekomunikacji oraz infrastruktury pomiarowej. Główne z nich to: możliwość szyfrowania danych przesyłanych pomiędzy poszczególnymi elementami systemu, zastosowanie wymiennych kluczy kryptograficznych, zapewnienie wysokiej niezawodności systemu oraz redundancja kluczowych elementów rozwiązania. W celu zapewnienia należytej ochrony danych pomiarowych przyjęto, że będą one traktowane tak jak dane osobowe. W aplikacji AMI zostały wprowadzone mechanizmy rejestracji wszystkich operacji związanych z pobieraniem, modyfikacją oraz udostępnianiem danych. Zdefiniowano wiele poziomów usprawnień pozwalających na kontrolę dostępu do odpowiednich kategorii danych przetwarzanych w systemie oraz wprowadzono zaawansowane mechanizmy zarządzania, związane z parametryzacją i administracją całości systemu. 3. Wyzwania związane z realizacją przedsięwzięcia 3.1 Specyficzne wymagania URE ws. AMI Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, jeden z głównych interesariuszy oraz zwolenników wdrożenia AMI w naszym kraju, opublikował 31 maja 2011 roku stanowisko 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. W stanowisku określone zostały minimalne wymagania odnośnie funkcjonalności systemów klasy AMI. Jednocześnie URE jest w trakcie prac nad dokumentami dotyczącymi bezpieczeństwa AMI, wymagań w zakresie infrastruktury sieci domowej oraz postulowanego modelu rynku opomiarowania w Polsce z udziałem operatora informacji pomiarowej (OIP). Specyficzne wymagania URE ws. AMI dotyczą implementacji w licznikach inteligentnych interfejsu HAN (z ang. Home Area Network, sieć domowa), a także rejestracji profilu odczytu liczników.

3.1.1. Wymagania URE w zakresie interfejsu HAN Elementem, który stanowi nowe wymaganie techniczne dotyczące liczników energii elektrycznej, jest implementacja w liczniku interfejsu komunikacyjnego do infrastruktury sieci domowej odbiorcy (ISD, HAN). Konieczność implementacji tego interfejsu wynika z wymagań URE i należy podkreślić, że jest to wymóg specyficzny dla rynku polskiego. W ENERGAOPERATOR SA podjęto decyzję, że rolę interfejsu HAN będzie pełnić port USB. Wymagania URE nie określają konkretnego typu portu, każdy OSD może więc stosować dowolny interfejs HAN w licznikach AMI. W ENERGA-OPERATOR SA wybrano port USB, ponieważ jest to otwarty port komunikacyjny, który stwarza nowe możliwości techniczne związane z wykorzystaniem liczników AMI. Zaletami zastosowania portu USB w liczniku energii elektrycznej są: • możliwość stosowania dowolnej technologii komunikacji (od USB do bramy domowej) • możliwość dostosowania technologii komunikacji do miejsca instalacji licznika, poprzez zastosowanie odpowiedniego adaptera podłączanego do portu USB • możliwość stosowania bezprzewodowych oraz przewodowych technologii komunikacji • otwartość rozwiązania na zastosowanie nowych, nieznanych jeszcze dzisiaj technologii • standaryzacja sposobu zasilania podłączonego do portu USB adaptera komunikacyjnego • standar yzacja warstwy fizycznej i logicznej komunikacji. 3.1.2. Wymagania URE w zakresie rejestracji profilu odczytu liczników W kontekście skuteczności odczytów istotnym uwarunkowaniem jest wymaganie Urzędu Regulacji Energetyki rejestracji profilu 15-minutowego. Wymaganie to zostało zdefiniowane przez URE ponad dwa lata temu, niemniej do chwili obecnej nie ma biznesowego uzasadnienia dla tak częstej realizacji odczytów. Na rynku nie są dostępne żadne produkty, które wymagałyby tak częstej rejestracji danych. Na potrzeby osiągania założonych celów biznesowych wystarczająca jest rejestracja danych co godzinę. Obecnie URE odchodzi od wymagania rejestracji profili 15-minutowych na rzecz profili godzinowych, niemniej realizacja odczytów 15-minutowych pozwoliła na uzyskanie bardzo cennych doświadczeń związanych ze stosowaniem technologii PLC LV. Jako przykład możliwości wdrożonej w ENERGA-OPERATOR SA technologii przedstawiono na rys. 2 wyniki analizy skuteczności odczytów dla jednej z największych stacji SN/nN pod względem liczby zasilanych odbiorców. Dane pomiarowe dla tej stacji rejestrowane są co 15 minut dla ponad 600 odbiorców. W praktyce oznacza to, że ENERGAOPERATOR SA dysponuje technologią, która pozwala w razie uzasadnionej biznesowo potrzeby na włączenie rejestracji profili 15-minutowych dla 100% odbiorców energii. Z posiadanych przez ENERGAOPERATOR SA informacji wynika, że do tej pory żaden operator sieci dystrybucyjnej nie wdrożył technologii umożliwiającej odczytywanie liczników w profilu 15-minutowym.

123

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 113–120

pomiarowych u klientów indywidualnych w ściśle określonym czasie oraz współpracy z dostawcami w uruchomieniu zakupionej infrastruktury wchodzącej w skład inteligentnego opomiarowania.

Rys. 2. Skuteczność odczytów na stacji nr 10162 w Kaliszu [1]

3.2. Brak na rynku gotowych produktów, pozwalających na spełnienie wymagań ENERGA-OPERATOR SA Systemy inteligentnego opomiarowania nie są obecnie rozwiązaniami, które są powszechnie stosowane przez operatorów sieci dystrybucyjnych na świecie. Na ich wdrożenie decydują się wyłącznie najbardziej innowacyjne podmioty, postrzegające energetykę nie tylko przez pryzmat dostarczania energii elektrycznej, ale też przez daleko idącą optymalizację kosztów swoich działań oraz możliwości dostarczania odbiorcom nowych produktów i usług. W Polsce wdrożenia systemów AMI są całkowitą nowością, w związku z czym decyzje o ich realizacji muszą być dogłębnie przemyślane, a realizacja ściśle nadzorowana i monitorowana. Jak wcześniej wspomniano, projekt AMI w ENERGAOPERATOR SA jest pierwszym i najbardziej zaawansowanym tego typu przedsięwzięciem w naszym kraju. Mając na uwadze powyższe, oczywiste jest, że w trakcie pierwszej fazy wdrożenia wystąpiły różnego rodzaju problemy i trudności, dla których ENERGA-OPERATOR SA musiała znaleźć autorskie rozwiązania. Duży nacisk położono na interoperacyjność, niezawodność oraz innowacyjność stosowanych rozwiązań. Jednak, jednym z głównych problemów jest brak na rynku gotowych produktów pozwalających na spełnienie wszystkich wymagań ENERGAOPERATOR SA: • brak infrastruktury inteligentnego opomiarowania spełniającej wymagania, a w szczególności brak liczników z komunikacją PRIME i portem USB, a także brak zestawów koncentratorowo-bilansujących o wymaganej specyfikacji • brak gotowych rozwiązań i mechanizmów w zakresie systemów informatycznych, spełniających wymagania w zakresie systemu aplikacyjnego AMI. Innymi istotnymi problemami, jakim musiała sprostać ENERGA-OPERATOR SA podczas realizacji Etapu I wdrożenia AMI, są m.in.: • brak sprawdzonej, niezawodnej i stabilnie działającej infrastruktury telekomunikacyjnej w warunkach polskich OSD • realizacja postępowań przetargowych zgodnie z Prawem zamówień publicznych, a w konsekwencji m.in. niska jakość ofert składanych przez wykonawców, wydłużanie postępowań przez dostawców, błędy formalne • przygotowanie organizacyjne korporacji do prowadzenia tak dużego projektu, m.in. powołanie zespołów projektowych, przygotowanie odpowiednich procesów i zmian organizacyjnych.

124

3.3. Ogromne przedsięwzięcie organizacyjne, wymagające wysiłku całego przedsiębiorstwa W dniu podjęcia formalnej decyzji o uruchomieniu realizacji Etapu I wdrożenia AMI, 8 czerwca 2010 roku, powołano Program Technologiczny „Wdrożenie systemu AMI w ENERGA-OPERATOR SA”, w którego skład weszły cztery zespoły projektowe odpowiedzialne za: • wdrożenie infrastruktury pomiarowej systemu AMI • wdrożenie dwukierunkowej sieci transmisji danych na potrzeby systemu AMI • wdrożenie centralnego systemu informatycznego na potrzeby zarządzania środowiskiem AMI • przyłączenie do systemu Converge liczników energii elektrycznej obsługujących odbiorców przemysłowych. Oprócz zespołów projektowych złożonych z pracowników ENERGA-OPERATOR SA wsparcia w pracach projektowych udzielili również pracownicy ENERGA-OBRÓT SA oraz innych spółek Grupy Kapitałowej ENERGA SA. Warto podkreślić, że ENERGA-OPERATOR SA efektywnie wykorzystuje własne zasoby podczas wdrożenia projektu AMI. Spółki Pracy Na Sieci (SPNS) realizują modernizację stacji SN/nN, a Techniczna Obsługa Odbiorców (TOO) wymianę liczników oraz montaż zestawów koncentratorowo-bilansujących. Aby doprowadzić do takiego funkcjonowania korporacji na potrzeby projektu wdrożenia infrastruktury inteligentnego opomiarowania, konieczne było wprowadzenie odpowiednich zmian organizacyjnych oraz przygotowanie procesów, co nie było łatwym zadaniem. ENERGA-OPERATOR SA współpracuje również z Urzędem Regulacji Energetyki (URE), Polskim Towarzystwem Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), Towarzystwem Obrotu Energią (TOE), PSE Operator, innymi krajowymi i zagranicznymi operatorami systemów dystrybucyjnych, a także z dostawcami inteligentnego opomiarowania oraz z różnego rodzaju firmami i instytucjami o charakterze doradczym. Reasumując, wdrożenie Etapu I projektu AMI postawiło ENERGA-OPERATOR SA przed wieloma wyzwaniami organizacyjnymi i technicznymi. Niemniej jednak pozwoliło na zebranie doświadczeń i kompetencji umożliwiających realizację wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania w skali całej firmy. W szczególności zdobyto wiele praktycznych doświadczeń w zakresie modernizacji stacji SN/nN, organizacji wymiany dużej liczby układów

4. Wyniki osiągnięte podczas etapu i wdrożenia ami w ENERGAOPERATOR SA Etap I wdrożenia AMI jest pionierskim rozwiązaniem na rynku polskim ze względu na innowacyjność przedsięwzięcia oraz skalę przekraczającą 100 tys. punktów pomiarowych. ENERGA-OPERATOR SA to jedyny z operatorów systemów dystrybucyjnych w Polsce, który podjął się tak dużego wyzwania. Wdrażane rozwiązanie AMI pozwoliło częściowo osiągnąć zamierzone cele stawiane przez ENERGA-OPERATOR SA, jak również zebrać wiele cennych doświadczeń i informacji. Do istotnych osiągnięć projektowych Etapu I wdrożenia AMI zaliczyć można: • możliwość realizacji odczytów w rejestrze profili 15-minutowych, zgodnych z wymaganiami URE • udostępnienie danych pomiarowych na potrzeby rozliczeń rzeczywistych z klientem • wprowadzenie portu USB do urządzeń pomiarowych • udostępnienie dedykowanego portalu internetowego dla odbiorców • uruchomienie funkcji przedpłatowej licznika. 4.1. Realizacja odczytów w rejestrze profili 15-minutowych W obszarze metrologii ENERGA-OPERATOR SA dysponuje dwukierunkową komunikacją z licznikami oraz rejestracją danych pomiarowych w profilu 15-minutowym. Wdrożone w ramach Etapu I rozwiązanie jest w pełni zgodne z wysokimi wymaganiami postawionymi przez prezesa URE w stanowisku ds. AMI. Wymagania tego nie spełniają, jak dotychczas, żadne inne rozwiązania wdrażane przez pozostałych OSD w Polsce. 4.2. Udostępnienie danych pomiarowych na potrzeby rozliczeń rzeczywistych z klientem Wdrożone rozwiązanie AMI umożliwia udostępnianie danych na potrzeby rzeczywistych, miesięcznych rozliczeń z klientem. W praktyce rozwiązanie to zostało przetestowane z jednym ze sprzedawców energii elektrycznej – ENERGA-OBRÓT SA. Polega ono na tym, że już w tej chwili dla kilkudziesięciu tysięcy liczników energii elektrycznej istnieje możliwość wykorzystania danych pomiarowych odczytanych drogą elektroniczną. Do lokalizacji objętych inteligentnym opomiarowaniem nie jest konieczne wysyłanie inkasentów w celu dokonania odczytu. Już obecnie na podstawie odczytu rzeczywistego, zrealizowanego za pomocą AMI, ENERGA-OPERATOR SA jest w stanie co miesiąc zapewnić dane do rozliczenia zużycia energii przez odbiorcę. Wnioski z testów potwierdziły możliwość stosowania tego rozwiązania na całym obszarze ENERGA-OPERATOR SA, o ile tylko zostaną zamontowane liczniki AMI. Obecnie prowadzone są prace nad produkcyjnym wykorzystaniem danych z AMI w systemach rozliczeniowych.

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 113–120

4.3. Wprowadzenie portu USB do urządzeń pomiarowych Jednym z wymagań, które ENERGAOPERATOR SA wprowadziła do liczników AMI, jest port komunikacyjny USB. Z jednej strony konieczność stosowania portu komunikacyjnego w liczniku AMI wynika z wymagań URE (nie jest określony konkretny typ portu), a z drugiej strony zastosowanie otwartego portu komunikacyjnego, jakim jest USB, stwarza nowe możliwości techniczne związane z wykorzystaniem liczników AMI. Dotychczas w niektórych typach liczników występowały porty komunikacyjne, ich wykorzystanie było jednak związane z wieloma ograniczeniami, których wyeliminowanie wymagało współpracy z dostawcą danego typu licznika i poniesienia dodatkowych kosztów. Wprowadzenie do licznika energii portu USB (stosowanego dotychczas do komunikacji w komputerach osobistych oraz urządzeniach domowych) powoduje, że możliwe są nowe sposoby wykorzystania liczników energii elektrycznej, polegające np. na skomunikowaniu licznika z urządzeniami automatyki domowej i przekazywanie do nich informacji pozwalających na optymalizację pracy urządzeń odbiorcy.

Rys. 3. Konto użytkownika

4.4. Udostępnienie dedykowanego portalu internetowego dla odbiorców ENERGA-OPERATOR SA w ramach uruchomienia pilotażowego udostępnia wybranym odbiorcom energii elektrycznej dedykowany portal internetowy oraz aplikacje mobilne na smartfony i tablety. Funkcjonalności rozwiązania obejmują możliwość analizy schematów zużycia energii poprzez porównanie zużycia danego odbiorcy do średniego zużycia innych odbiorców oraz identyfikację okresów podwyższonego zużycia, a co za tym idzie umożliwiają optymalizację uwzględniającą różnice w cenach energii w poszczególnych przedziałach taryfowych. Inne planowane udogodnienia dla odbiorców to powiadomienia SMS oraz e-mail o przerwach w zasilaniu wykrytych na podstawie analizy działania systemu AMI i przewidywanym czasie ich usunięcia. Aby zalogować się do portalu AMI, należy w sieci Internet wejść na stronę WWW, gdzie wyświetli się ekran logowania. Po zalogowaniu do serwisu użytkownicy inteligentnych liczników mają możliwość utworzenia swojego konta, ułatwiającego przyszłe korzystanie z portalu. Obok, na rys. 3–5, przedstawiono kilka wybranych widoków zakładek portalu. 4.5. Uruchomienie funkcji przedpłatowej licznika Wdrożenie liczników AMI umożliwia sprzedaż energii elektrycznej na zasadach przedpłaty praktycznie każdemu odbiorcy objętemu wdrożeniem AMI. Zasada działania tego rozwiązania bazuje na wykorzystaniu podstawowych cech funkcjonowania infrastruktury pomiarowej AMI. Licznik AMI za pośrednictwem łączy telekomunikacyjnych przekazuje do systemu informatycznego AMI informacje o ilości energii zużywanej przez odbiorcę. Informacje te są na bieżąco przekazywane do systemu sprzedawcy energii, w którym są poddawane analizie. W razie stwierdzenia przez system obsługi przedpłatowej sprzedaży

Rys. 4. Widok zakładki „Licznik”

energii wyczerpania się limitu energii, którą można dostarczyć do odbiorcy, do systemu AMI wysyłane jest polecenie wstrzymania lub ograniczenia dostaw. Po stronie sprzedawcy leży zapewnienie obsługi kanałów płatności za energię dostarczaną w modelu przedpłatowym. Realizacja przedpłatowego modelu sprzedaży energii z wykorzystaniem infrastruktury AMI powoduje, że usługa dostępna dzisiaj z dużymi ograniczeniami będzie dostępna dla wszystkich zainteresowanych odbiorców. Dużą zaletą rozwiązania jest to, że do realizacji przedpłatowej

sprzedaży energii nie będą wymagane, tak jak ma to miejsce dzisiaj, specjalne, dosyć kosztowne liczniki. Obecnie ENERGA-OPERATOR SA prowadzi z ENERGA-OBRÓT SA testy funkcjonowania platformy do sprzedaży energii w modelu przedpłatowym. Po zakończeniu testów usługa będzie mogła zostać udostępniona odbiorcom. Szacowany termin udostępnienia rozwiązania, zależny od ENERGA-OBRÓT SA, to druga połowa 2013 roku.

125

R. Masiąg | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 113–120

Rys. 5. Widok zakładki „Zużycie”

5. Wnioski końcowe Systemy inteligentnego opomiarowania są obecnie rozwiązaniami, których powszechnie nie stosują operatorzy sieci dystrybucyjnych na świecie. Na ich wdrożenie decydują się wyłącznie najbardziej innowacyjne podmioty, postrzegające energetykę nie tylko przez pryzmat dostarczania energii elektrycznej, ale też przez daleko idącą optymalizację kosztów swoich działań oraz możliwości dostarczania odbiorcom nowych produktów i usług. W Polsce wdrożenia systemów AMI są całkowitą nowością i – co oczywiste – decyzje o ich realizacji muszą być dogłębnie przemyślane, a realizacja ściśle nadzorowana i monitorowana. Systemy inteligentnego opomiarowania w Polsce są postrzegane głównie jako narzędzie, które pozwala na optymalizację odczytów wskazań liczników realizowanych przez inkasentów. Jest to błędne założenie, Robert Masiąg

ponieważ na rozwiązania tego typu należy patrzeć dużo szerzej. Inteligentne opomiarowanie pozwoli w przyszłości na pełne bilansowanie sieci energetycznej na wszystkich jej poziomach. Istotnie będzie utrudniony nielegalny pobór energii elektrycznej. W czasie zbliżonym do rzeczywistego będzie analizowany stan sieci elektroenergetycznej, dzięki czemu będzie możliwe szybkie lokalizowanie i usuwanie awarii oraz zarządzanie siecią w sposób uniemożliwiający blackout lub wystąpienie rozległych awarii zasilania. Na bieżąco będzie monitorowana jakość energii dostarczanej do odbiorcy końcowego, gwarantując niezakłóconą pracę jego urządzeń. Nie bez znaczenia są też ekologiczne aspekty wdrożenia systemów inteligentnego opomiarowania. W lokalizacjach, w których zostanie wdrożony taki system, w dużo większej niż obecnie skali będzie można wykorzystywać odnawialne źródła energii

oraz, co istotne, nimi zarządzać i oceniać wpływ ich działania na sieć elektroenergetyczną. Obecnie rozwiązanie takie nie jest możliwe w skali całej sieci. Kolejnym ważnym aspektem wdrożenia AMI jest czynnik społeczny, związany z dostawami energii elektrycznej. Wdrożenie AMI, zgodnie z oczekiwaniami URE, pozwoli na zagwarantowanie odbiorcom wrażliwym dostaw energii na tzw. poziomie socjalnym. To wszystko nie stanie się oczywiście z dnia na dzień i prawdopodobnie pełne wykorzystanie inteligentnego opomiarowania zajmie długie lata. Niemniej, mając na uwadze ekonomiczną opłacalność tego przedsięwzięcia, od wdrożenia sieci inteligentnych nie ma już odwrotu. To oczywiste, że w trakcie pierwszej fazy wdrożenia wystąpiły różnego typu problemy i trudności, jednakże znane są sposoby, aby je rozwiązać. Po kilkunastu miesiącach pracy zbudowano rozwiązanie, które nie zostało wdrożone przez żadnego operatora sieci dystrybucyjnej, w szczególności w zakresie odczytów liczników w profilu 15-minutowym. W trakcie realizacji Etapu I wdrożenia AMI w ENERGA-OPERATOR SA zdobyto wiele doświadczeń pozwalających na jednoznaczne wykazanie, że efektywne wdrożenie systemu AMI jest możliwe. Należy podkreślić, że doświadczenia te zostały już uwzględnione w przygotowywaniu kolejnych etapów projektu. Bibliografia 1. E N E R GA - O P E R A T O R SA, Podsumowanie wdrożenia Etapu I projektu AMI wg stanu na dzień 31 grudnia 2012, Gdańsk, styczeń 2013. 2. Urząd Regulacji Energetyki, 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, maj 2011. 3. Urząd Regulacji Energetyki, Raport Krajowy Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki 2011, lipiec 2011.

mgr inż. ENERGA-OPERATOR SA e-mail: robert.masiag@energa.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego, kierunek elektrotechnika, Politechniki Lubelskiej. Po zakończeniu studiów podjął pracę w dużej firmie telekomunikacyjnej, gdzie zajmował się zarządzaniem infrastrukturą telekomunikacyjną oraz informatyczną. Kierował zespołami specjalistów, realizując duże i złożone projekty informatyczne. Największy z nich to opracowanie koncepcji budowy i wdrożenia centralnego systemu kolekcji danych, obsługującego rekordy bilingowe pochodzące od ponad 10 mln klientów. W ostatnich latach odpowiadał za jednoczesny rozwój kilkunastu systemów informatycznych w obszarach kolekcji danych bilingowych oraz rozliczeń międzyoperatorskich. W ENERGA-OPERATOR SA pełni rolę pełnomocnika zarządu ds. wdrożenia sieci inteligentnej i m.in. kieruje pracami związanymi z realizacją prac projektowych wdrożenia systemu AMI, który będzie stanowił bazę do budowy Smart Grid.

126

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

Measurements of Voltage Harmonics in 400 kV Transmission Network

Authors Ryszard Pawełek Irena Wasiak Marian Jurek

Keywords voltage harmonics, power quality, power quality measurements

Abstract The paper deals with the analysis of voltage harmonics measurements performed in the 400 kV transmission network. The voltage was measured by means of three transducers: resistive voltage divider, inductive measuring transformer and capacitive voltage measuring transformer. Instrument errors were estimated for measuring transformers with reference to the harmonic values obtained from the voltage divider.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014212

1. Introduction

2. Measurements

Voltage harmonics in high voltage networks are usually measured with voltage measuring transformers. Various types of voltage measuring transformers used in the power sector are designed to work at the frequency of 50 Hz, and their transfer characteristics for higher frequencies are unknown. When analysing the equivalent circuit diagrams it should be noted how the inductance, capacity and numerous non-linearities affect their transfer characteristics in respect of frequency. The need to monitor the power quality parameters in power networks has been indicated for a long time [1]. In order to perform an accurate measurement of voltage harmonics (wh), frequency and individual disturbances (e.g. levels of overvoltages or dips), the transmission network operator, PSE Operator SA, has installed a measuring resistive divider in one of 400 kV stations in cooperation with Transformex sp. z o.o. A detailed technical description of the divider is included in [2, 3]. Generally, a resistive divider should be a linear element in respect of frequency, and therefore should transfer voltage waveforms in transient and steady states of network operation without any distortions. Thus, it should be free from most defects that can be found in voltage measuring transformers. The divider measuring properties in this respect have been confirmed by laboratory tests carried out by the Institute of Electrical Engineering (Warszawa-Międzylesie) [2]. A resistive divider was used to compare and evaluate the results of voltage harmonic measurements carried out with the selected types of high voltage measuring transformers. On the basis of comparative measurements it will be possible to determine the usefulness of voltage measuring transformers in measurements of voltage harmonics, and in some cases to specify the correction factors.

Measurements of voltage harmonics in the transmission network of 400 kV were performed using the UP-2210 analyser produced by the Swedish company Unipower. Measurement signals of the same phase voltage were simultaneously entered to three independent voltage inputs in the analyser; the signals came from: resistive voltage divider, inductive measuring voltage transformer and capacitive voltage measuring transformer. The measurements were carried out for 7 days (12 December 2012, 0:00 – 19, December 2012, 0:00). Respective values were measured continuously (every half period of voltage curve) and averaged in 10-minute intervals. The following were measured: phase voltage amplitude, voltage distortion factors, relative (percentage) values of individual harmonics and their phase angles. The results of measurements obtained using the resistive divider, the transfer function of which is independent of frequency, were adopted as reference values and compared with the results obtained from the measuring transformers. Phase angles of respective voltage harmonics were determined in relation to the phase angle of the fundamental harmonic measured using the resistive divider (φU1(d) = 0°). The 400 kV field in which the resistive divider is installed is switched periodically; therefore the number of samples for each measured quantity is 494 in a period of one week (rather than 1008). Fig. 1 shows changes in the rms value of phase voltage measured in divider switching periods. Fig. 2 shows changes in the rms value of voltage measured using all three measuring transducers.

127

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

∑(U h%,i − U h% )

300

i =1

σ Uh % =

250

(2)

U [kV]

200

2. By analogy, the average values were determined based on the sets of harmonic phase angles measured using respective transducers:

150 100 50

0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00

ϕh =

∑ ϕ h ,i i =1

(3)

time [dd-mm-yy/hh:mm]

where: φh,i – the value of h-th harmonics in i-th 10-minute interval Fig. 1. Changes in the divider rms voltage in the measurement period

and the standard deviation was specified:

3. Evaluation of measurement results The accuracy of measurements of voltage harmonics and their phase angles by voltage measuring transformers were carried out according to the following procedure: 280 Resistive voltage divider Inductive voltage transformer Capacitive voltage transformer

U [kV]

260

240

σ ϕh =

∑(ϕ h,i − ϕ h ) i =1

200 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00

(4)

Relative error was established for each individual voltage harmonic obtained using (inductive or capacitive) voltage measuring transformers with the result from the resistive divider used as a reference value: U h %,i ( p ) − U h %,i ( d )

δ Uh %,i =

220

U h %,i ( d )

100%

(5)

where: Uh%,i(p) – the relative value of h-th harmonic in i-th 10-minute interval measured using the voltage measuring transformer, Uh%,i(d) – the relative value of h-th harmonic in i-th 10-minute interval measured using the resistive divider,

time [dd-mm-yy/hh:mm]

Fig. 2. Changes in voltage in the measurement period

then the average value and standard deviation for that error were established in accordance with [6] and [7]: N

1. The following average values were determined based on the sets of relative values of higher harmonics measured using individual transducers (resistive voltage divider, inductive voltage measuring transformer and capacitive voltage measuring transformer):

δUh% =

∑ δUh%,i i =1

(6)

σ δUh % =

∑(δUh%,i − δUh% ) i =1

(7)

U h% =

∑U h%,i i =1

(1)

where: Uh%,i – the average value of h-th harmonic in i-th 10-minute interval, N = 494 – number of measurements and the standard deviation was specified:

128

The angle error for measurements of respective voltage harmonics obtained using measuring transformers was determined in the same way:

δ ϕh,i = ϕ h,i ( p ) − ϕ h,i ( d )

(8)

where: φh,i(p) – the phase angle value of h-th harmonic in i-th 10-minute interval measured using the voltage measuring transformer, φh,i(d) – the phase angle value of h-th harmonic in i-th 10-minute interval measured using the resistive divider, then the

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

average value and standard deviation for that error were established in accordance with [9] and [10]:

30.0 20.0

i =1

10.0

(9)

Indictive voltage transformer

∑(δϕh,i − δϕh ) i =1

0.0 -10.0

σ δϕh =

δT HD [%]

δ ϕh =

∑ δϕh,i

-20.0

Capacitive voltage transformer

-30.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

(10)

time [dd-mm-yy/h h : mm]

4. Results of measurements Fig. 4. Errors in voltage THD measurements in the measurement period

4.1. Total harmonic distortion Fig. 3 shows the changes in the total harmonic distortion (THD) in the measurement period. While we can observe a high compliance of the results of measurements carried out using the divider and inductive voltage measuring transformer, the measurements performed with the capacitive measuring transformer have much higher values of THD.

Tab. 2 shows the average values and standard deviations of errors in THD factor measurements carried out by voltage measuring transformers. Measuring transducer Measured quantity

5.0 Resistive voltage divider Inductive voltage transformer Capacitive voltage transformer

THD [%]

4.0 3.0

Inductive voltage transformer

Capacitive voltage transformer

δTHD[%]

–4.50

14.96

σδTHD[%]

1.91

6.03

Tab. 2. Average values and standard deviations of errors in THD factor measurements

2.0 1.0 0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 time [dd -mm-yy/hh:mm]

4.2. Voltage harmonics Fig. 5 shows the frequency spectrum and average values (shares) of voltage harmonics recorded in the measurement period.

Fig. 3. Changes in voltage THD in the measurement period

4.0

The average values and standard deviations of THD measured using respective measuring transducers are listed in Tab. 1. Measured quantity

Uh [%]

3.5

Resistive voltage divider

3.0

Inductive voltage transformer

2.5

Capacitive voltage transformer

2.0 1.5

Measuring transducer Resistive voltage divider

Inductive voltage transformer

Capacitive voltage transformer

THD [%]

1.80

1.73

2.10

σ THD [%]

0.59

0.79

1.0 0.5 0.0

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50

HARMONIC NUMBER [-]

Tab. 1. Average values and standard deviations of total harmonic distortion (THD)

Fig. 5. The average values of voltage harmonics in the measurement period

Changes in errors in THD measurements carried out by voltage measuring transformers are shown in Fig. 4. 129

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

The average values and standard deviations of selected voltage harmonics dominant in the frequency spectrum are compared in Tab. 3.

0.4 Resistive voltage divider

Resistive voltage divider

wh no.

Inductive voltage transformer

Capacitive voltage transformer

Uh%

δUh%

Uh%

δUh%

Uh%

δUh%

0.167

0.005

0.025

0.005

0.022

0.006

0.196

0.040

0.151

0.037

0.173

0.040

0.075

0.011

0.012

0.009

0.015

0.009

1.198

0.312

1.166

0.321

1.310

0.356

0.057

0.014

0.026

0.013

0.031

0.015

1.154

0.661

1.098

0.659

1.492

0.889

0.055

0.025

0.047

0.022

0.215

0.073

0.415

0.123

0.418

0.121

0.261

0.064

U 2 [%]

0.3

Inductive voltage transformer Capacitive voltage transformer

0.2

0.1

0.041

0.021

0.039

0.020

0.037

time [dd-mm-yy/hh: mm]

Fig. 7. Changes in the second voltage harmonic

0.4 Resistive voltage divider

0.3

0.015

Tab. 3. The average values of voltage harmonics

U 3 [%]

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

Inductive voltage transformer Capacitive voltage transformer

0.2

0.1

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 time [dd-mm-yy/hh: mm]

Fig. 8. Changes in the third voltage harmonic

4.0 Resistive voltage divider Inductive voltage transformer

3.0

U 5 [%]

For comparison, Fig. 6 shows the maximum (10-minute) voltage harmonics recorded in the measurement period. The following figures (7–10) show the changes in values of selected: 2 (even), 3 (order 3n; zero sequence), 5 (odd, order 3n-1; negative sequence) and 7 (odd, order 3n+1; positive sequence) voltage harmonics recorded in the measurement period using various measuring transducers. Significant differences may be noted only for the second harmonic, where the values measured using the resistive divider are much higher than in the case of voltage measuring transformers. Tab. 4 shows the average values and standard deviations of errors in measurements of selected voltage harmonics.

2.0

1.0

4.0 3.5

Uh [%]

Capacitive voltage transformer

Resistive voltage dividre

3.0

Inductive voltage transformer

2.5

Capacitive voltage transformer

2.0

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 time [dd-mm-yy/hh: mm]

1.5

Fig. 9. Changes in the fifth voltage harmonic

1.0 0.5 0.0

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50

HARMONIC NUMBER [-]

Fig. 6. The maximum values of voltage harmonics

130

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

1.0

Nr wh

δUH%

σδUh%

Capacitive voltage transformer

δUh%

0.8 Resistive voltage divider

0.6

σδUh%

Inductive voltage transformer

0.4

–85.25

2.94

–86.61

3.44

–22.60

14.21

–11.43

8.47

–81.59

20.85

–78.36

21.17

–3.00

1.97

9.11

2.45

–56.16

11.08

–47.50

13.30

–6.30

3.34

27.82

5.60

–15.34

15.87

312.05

122.50

0.93

1.58

–33.27

18.12

–4.77

11.80

6.42

51.89

o ΦU1 [ ]

Inductive voltage transformer

Capacitive voltage transformer

0.2 0.0 -0.2 -0.4 -0.6 -0.8 -1.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 time [dd-mm-yy/hh: mm]

Tab. 4. Errors in measurements of voltage harmonics using measuring transformers

The lowest values of errors in measurements of voltage harmonics using measuring transformers occurred for harmonics 5 and 7, i.e. the harmonics with the highest values. High error values for the other harmonics (especially even harmonics) may result from their low values (less than 0.2%), insignificant from the point of view of voltage distortion. Fig. 11 shows the changes in errors in measurement of the fifth harmonic. 15.0 10.0

δU5 [%]

5.0

Fig. 12. Changes in phase angles of fundamental voltage harmonic in the measurement period

wh no.

Resistive voltage divider

Inductive voltage transformer

Capacitive voltage transformer

φh [º]

σφh[º]

0.009

0.000

–0.102

0.157

–0.137

0.156

–87.414

0.792

–62.152

5.497

–98.495

5.195

–32.851

16.863

–41.984

24.105

–41.858

22.971

–90.978

7.241

84.640

65.719

109.467

69.833

115.967

14.866

116.057

14.591

113.323

14.279

–101.062

7.476

–118.187

37.989

–123.236

51.879 158.547

21.287

158.503

–2.843

158.863

7.131

54.585

132.170

41.269

117.029

114.143

32.889

14.167

22.034

22.403

21.404

–106.552

20.776

–11,621

57,641

–5,425

63,464

49,729

37,630

0.0

Tab. 5. The average values of phase angles of selected voltage harmonics

-5.0 -10.0

Inductive voltage transformer Capacitive voltage transformer

1.0

-15.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

0.8 0.6 0.4

Fig. 11. Changes in errors in measurement of the fifth voltage harmonic

o ΦU1 [ ]

time [dd-mm-yy/hh: mm]

Resistive voltage divider Inductive voltage transformer Capacitive voltage transformer

0.2 0.0 -0.2 -0.4

4.3. Phase angles of voltage harmonics The average values and standard deviations of angles of selected voltage harmonics are compared in Tab. 5. Fig. 12 shows the changes in phase angles for the fundamental voltage harmonic (in the case of the measurement carried out using the resistive divider the phase angle is constant and equal to zero), whereas Fig. 13 illustrates the changes in phase angles for the fifth harmonic.

-0.6 -0.8 -1.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 time [dd-mm-yy/hh: mm]

Fig. 13. Changes in phase angles of the fifth voltage harmonic in the measurement period

Fig. 12 shows that in the case of the fundamental voltage harmonic there are also differences in phase angles measurements carried out using the measuring transformers. 131

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

Tab. 6 shows the average values and standard deviations of errors in measurements of harmonic phase angles. Inductive voltage transformer

δ ϕh [º]

1.5 1.0

Capacitive voltage transformer

σδφh% [º]

δ ϕh [º]

σδφh% [º]

–0.102

0.157

–0.137

0.156

25.262

5.210

–11.081

4.703

–9.133

9.877

–9.007

8.207

175.618

67.150

200.446

71.498

0.090

0.966

–2.644

1.281

–17.126

34.909

–22.174

49.250

–24.130

98.617

–14.156

77.402

–13.316

55.459

59.558

149.856

8.236

0.758

–120.719

20.359

6.196

30.377

61.351

72.447

0.5 o δφ1 [ ]

wh no.

2.0

0.0 -0.5 Inductive voltage transformer

-1.0

Capacitive voltage transformer

-1.5 -2.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 time [dd-mm-yy/hh: mm]

Fig. 14. Changes in errors in measurements of phase angles for the fundamental voltage harmonic

Tab. 6. Errors in measurements of phase angles of selected voltage harmonics 8.0 6.0 4.0

Inductive voltage transformer Capacitive voltage transformer

2.0 o δΦ1 [ ]

The lowest errors in phase angles measurements were observed for the fundamental voltage harmonic and for the fifth harmonic. Relatively large errors occurred for the seventh harmonic. Fig. 14 and 15 show the changes in errors in phase angles measurements for the fundamental and fifth harmonic, respectively.

0.0 -2.0 -4.0 -6.0

2.0

-8.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

1.5 1.0

time [dd-mm-yy/hh: mm]

o δφ1 [ ]

0.5 0.0 -0.5 Inductive voltage transformer

-1.0

Capacitive voltage transformer

-1.5 -2.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 time [dd-mm-yy/hh: mm]

Fig. 14. Changes in errors in measurements of phase angles for the fundamental voltage harmonic

132

Fig. 15. Changes in errors in measurements of phase angles of the fifth voltage harmonic in the measurement period

4.4. DC voltage component The transfer of DC voltage component by measuring transducers requires a separate analysis. Fig. 16 shows the values of DC component measured in the measurement period using respective measuring transducers.

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

4.0 Resistive voltage divider Inductive voltage transformer

U 0 [%]

3.0

Capacitive voltage transformer

2.0

1.0

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 time [dd-mm-yy/hh: mm]

Fig. 16. Changes in the DC voltage component

DC component with practically constant values was recorded in measurements using the voltage measuring transformers; however, the values differed significantly between the inductive and capacitive measuring transformers. In the measurements using the resistive divider the values of DC component were changing over time.

5. Summary The voltage divider was made by Transformex as a result of implementation of the development project “Design and construction of resistive voltage divider for measurements of voltage harmonics in a network of 400 kV” ordered and funded by PSE SA (agreement: IF/RB/IF/10/TK/2008). The results of voltage harmonic measurements were analysed by the Institute of Electrical Power Engineering at the Lodz University of Technology under the research project “Voltage harmonic measurements in a network of 400 kV” ordered by PSE SA (agreement: DS/RB/DE/8/TK/2012). The results of research are owned by PSE SA. Installation of the resistive divider made it possible to carry out comparative measurements of voltage harmonics in the network of 400 kV using inductive and capacitive measuring transformers, and the divider. The measurements were used to estimate the errors occurring in measurements of values and phase angles of voltage harmonics carried out with the use of conventional measuring transformers. The following were observed: a high compliance of the THD values measured with

the use of the divider and inductive measuring transformer (the average measurement error of –4.5%), and a relatively high value (14.96%) of the average error of measurements carried out using the capacitive measuring transformer. The best accuracy for harmonic measurements carried out using measuring transformers was obtained for the fifth and seventh harmonics, dominant in the voltage frequency spectrum. A significantly lower accuracy was found in measurement of harmonics with shares of less than 0.2%. The results suggest that odd and even harmonics should be treated separately. In measurements of phase angles of voltage harmonics satisfactory accuracy while using instrument transformer was obtained only for the fundamental and fifth harmonic. For other harmonics the errors are relatively large and characterized by high variability of values. A separate issue is a completely different nature of transfer of the DC voltage component by voltage measuring transformers and the resistive divider. For measuring transformers those values are practically constant over time, but vary depending on the type of transformer, whereas the value of DC component in the case of divider changes over time. Although the measurement results obtained in the course of a one-week session are unique in the world, they may not be used as a basis for general conclusions. However, they indicate problems that should be explained in further research. More general conclusions can be drawn once the measurements are carried out in a longer time. References

1. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I., On the Need to Control Power Quality in Polish Electrical Networks, Electrical Power Quality and Utilisation 1999, Vol. 5, No. 2, pp. 21–27. 2. Błajszczak G., Olak J., Rezystancyjny dzielnik napięcia do pomiarów wyższych harmonicznych w sieciach 400 kV [Resistive Voltage Divider for Higher Harmonics Measurement in 400 kV Networks], conference “Aktualne problemy w elektroenergetyce” (APE ’11), Jurata, 8–10 June 2011, pp. 97–104. 3. Błajszczak G, Resistive Voltage Divider for Higher Harmonics Measurement in 400 kV Network, IEEE 11th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU ’2011), Lisbon (Portugal), 17–19 October 2011, pp. 1–4.

133

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | 127–134

Ryszard Pawełek Lodz University of Technology e-mail: ryszard.pawelek@p.lodz.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering at Lodz University of Technology (1977). He is currently employed at the Institute of Electrical Power Engineering at his home university as a lecturer, where he works as the Deputy Director of the Institute. His scientific interests include: quality of electricity, distributed electricity generation, power micro-systems. He is a member of The Polish Committee for Quality and Efficient Use of Electricity, in which he acts as Vice-President for Science. Expert of the Polish Association of Electrical Engineers (SEP) in the field of electricity quality.

Irena Wasiak Lodz University of Technology e-mail: irena.wasiak@p.lodz.pl She graduated from Lodz University of Technology. Since the beginning of her career she has been working at the Institute of Electrical Power Engineering. She obtained doctoral and postdoctoral degrees in the field of electrical power engineering. In 2002–2008 she was Vice Dean of the Faculty of Electrical, Electronic, Computer and Control Engineering at Lodz University of Technology. She currently is the Director of the Institute and Head of the Department of Electrical Power Networks. She is also a member of The Institution of Engineering and Technology and The Polish Committee for Quality and Efficient Use of Electricity, The Polish Association of Electrical Engineers (SEP), and an associate member of the Electrical Power Systems Section at the Polish Academy of Sciences (PAN). She is the deputy editor of the journal “Electrical Power Quality and Utilisation” and the co-president of the international conference with the same name. Her scientific activities include the issues of power quality, integration of distributed energy sources in power networks, operation of power micro-systems.

Marian Jurek Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA e-mail: pawel.kelm@p.lodz.pl In 1999–2012 he was employed in Polskie Sieci Elektroenergetyczne (Polish Power Grid), currently PSE Operator SA, where he handled system services, then international energy exchange settlement. Now he is responsible for implementation of new technologies, energy quality and reactive power management. Since February 2012 he has implemented a half-year project on the power plant control systems in Emerson Process Management Power & Water Solutions. He currently collaborates with City Energy sp. z o.o. A member of the following: The Polish Association of Electrical Engineers (SEP), IEEE, Eurelectric, The Scientific and Technical (NOT) Committee for Energy Management and The Polish Committee for Quality and Efficient Use of Electricity. An expert in electricity quality, and author of over 120 scientific and technical publications.

134

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 127–134

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 127–134. When referring to the article please refer to the original text. PL

Pomiary wyższych harmonicznych napięcia w sieci 400 kv Autorzy

Ryszard Pawełek Irena Wasiak Marian Jurek

Słowa kluczowe

wyższe harmoniczne, jakość energii elektrycznej, pomiary jakości energii elektrycznej

Streszczenie

W artykule przedstawiono analizę wyników pomiarów wyższych harmonicznych napięcia, wykonanych w sieci przesyłowej 400 kV. Sygnały pomiarowe napięć uzyskano z trzech przetworników pomiarowych: rezystancyjnego dzielnika napięcia, napięciowego przekładnika indukcyjnego oraz napięciowego przekładnika pojemnościowego. Wyniki pomiarów z dzielnika rezystancyjnego przyjęto jako referencyjne, odnosząc do nich wyniki pomiarów uzyskane przy wykorzystaniu przekładników. Dokonano oszacowania błędów pomiarowych wyższych harmonicznych napięcia powodowanych przez przekładniki.

analizatora typu UP-2210 produkcji szwedzkiej firmy Unipower. Na trzy niezależne wejścia napięciowe analizatora zostały wprowadzone jednocześnie sygnały pomiarowe tego samego napięcia fazowego, pochodzące z: rezystancyjnego dzielnika napięcia, napięciowego przekładnika indukcyjnego oraz napięciowego przekładnika pojemnościowego. Pomiary były wykonywane przez 7 dni (12 grudnia 2012, godz. 0:00 – 19 grudnia 2012, godz. 0:00). Poszczególne wielkości mierzone były w sposób ciągły (co pół okresu krzywej napięcia) i uśredniane w przedziałach 10-minutowych. Mierzone były wartości napięcia fazowego, wartości współczynników odkształcenia napięcia, wartości względne (procentowe) poszczególnych harmonicznych i ich kąty fazowe. Wyniki pomiarów, uzyskane z wykorzystaniem dzielnika rezystancyjnego o charakterystyce przenoszenia niezależnej od częstotliwości, przyjęto jako referencyjne, odnosząc do nich wyniki pomiarów uzyskane przy wykorzystaniu przekładników. Kąty fazowe poszczególnych harmonicznych wyznaczane były względem kąta fazowego podstawowej harmonicznej napięcia mierzonego przy wykorzystaniu dzielnika rezystancyjnego (φU1(d) = 0°). Pole 400 kV, w którym zainstalowany jest dzielnik rezystancyjny, jest załączane okresowo, dlatego liczebność próbek dla poszczególnych mierzonych wielkości wynosi 494 w okresie tygodniowym (zamiast 1008). Na rys. 1 pokazano zmiany wartości skutecznej napięcia fazowego, mierzonego w okresach załączenia dzielnika.

2. Wykonanie pomiarów Pomiary wyższych harmonicznych w sieci 400 kV wykonane zostały przy użyciu

Rys. 1. Zmiany napięcia dzielnika w okresie pomiarowym

280 Dzielnik rezystancyjny Przekładnik indukcyjny Przekładnik pojemnościowy

260

240

220

200 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 czas [dd-mm-rr/gg:mm]

Rys. 2. Zmiany napięcia w okresie pomiarowym

3. Metoda oceny wyników pomiarów Ocenę dokładności pomiaru wyższych harmonicznych i ich kątów fazowych przez przekładniki napięciowe przeprowadzono według następującej procedury: 1. Ze zbiorów względnych wartości wyższych harmonicznych, zmierzonych przy wykorzystaniu poszczególnych przetworników (rezystancyjnego dzielnika napięcia, napięciowego przekładnika indukcyjnego oraz napięciowego przekładnika pojemnościowego), wyznaczono wartości średnie: N

U h% =

∑U h%,i i =1

(1)

gdzie: Uh%,i – wartość względna h-tej harmonicznej w i-tym przedziale 10-minutowym, N = 494 – liczba pomiarów

300 250 200 U [kV]

Na rys. 2 przedstawiono zmiany wartości skutecznej napięcia mierzonego przy wykorzystaniu wszystkich trzech przetworników pomiarowych.

U [kV]

1. Wprowadzenie Najczęściej do pomiaru wyższych harmonicznych w sieciach najwyższych napięć wykorzystywane są transformator y pomiarowe (przekładniki napięciowe). Przekładniki napięciowe różnych typów stosowane w energetyce projektowane są do pracy przy częstotliwości 50 Hz, a ich charakterystyki przenoszenia dla wyższych częstotliwości nie są znane. Analizując schematy zastępcze przekładników, należy zauważyć wpływ indukcyjności, pojemności i licznych nieliniowości na ich charakterystyki przenoszenia w dziedzinie częstotliwości. Potrzeba monitorowania parametrów jakości energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych od dawna była sygnalizowana [1]. Chcąc wykonać dokładny pomiar wyższych harmonicznych (wh) napięcia, częstotliwości oraz pojedynczych zakłóceń (np. stromości przepięć lub zapadów), operator sieci przesyłowej PSE Operator SA, przy współpracy z firmą Transformex sp. z o.o., zainstalował w jednej ze stacji 400 kV pomiarowy dzielnik rezystancyjny. Szczegółowy opis techniczny dzielnika został zamieszczony w [2, 3]. Dzielnik rezystancyjny z założenia powinien być elementem liniowym w dziedzinie częstotliwości i w związku z tym przenosić przebiegi chwilowe napięcia w stanach przejściowych i ustalonych pracy sieci bez żadnych zniekształceń. Powinien być więc pozbawiony większości wad, które mają przekładniki napięciowe. Własności pomiarowe dzielnika w tym zakresie zostały potwierdzone badaniami laboratoryjnymi, wykonanymi przez Instytut Elektrotechniki (Warszawa-Międzylesie) [2]. Dzielnik rezystancyjny wykorzystano do porównania i oceny wyników pomiarów harmonicznych napięcia pomierzonych, przy wykorzystaniu wybranych typów przekładników napięciowych wysokiego napięcia. Na podstawie pomiarów porównawczych będzie można określić przydatność przekładników napięciowych do pomiarów wyższych harmonicznych, a w niektórych przypadkach określić współczynniki korekcyjne.

oraz określono odchylenie standardowe:

150 100

50 0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 czas [dd-mm-rr/gg:mm]

σ Uh % =

∑(U h%,i − U h% ) i =1

(2)

2. Analogicznie ze zbiorów wartości kątów fazowych harmonicznych, zmierzonych przy wykorzystaniu poszczególnych przetworników, wyznaczono wartości średnie:

135

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 127–134

(3) ϕ = i =1 h

gdzie: φ h,i – wartość kąta fazowego h-tej harmonicznej w i-tym przedziale 10-minutowym oraz określono odchylenie standardowe: N

2 ∑(ϕ h,i − ϕ h ) i =1

σ ϕh =

4. Wyniki pomiarów 4.1. Całkowity współczynnik odkształcenia napięcia Na rys. 3 pokazano zmiany wartości całkowitego współczynnika odkształcenia napięcia (THD) w okresie pomiarowym. O ile można zauważyć dużą zgodność wyników pomiarów wykonanych przy wykorzystaniu dzielnika i przekładnika indukcyjnego, o tyle pomiary dokonane za pomocą przekładnika pojemnościowego

dają znacznie większe wartości współczynnika THD. Wartości średnie oraz odchylenia standardowe współczynnika THD, zmierzone za pomocą poszczególnych przetworników pomiarowych, zestawiono w tab. 1. 30.0 20.0 10.0

δ T HD [%]

∑ ϕ h ,i

(4)

P rzekładnik indukc yjny

5.0

-20.0

Dzielnik rezystancyjny

Dla poszczególnych harmonicznych napięcia uzyskanych przy wykorzystaniu przekładników napięciowych (indukcyjnego bądź pojemnościowego) wyznaczono błąd względny, przyjmując jako wartość referencyjną wynik pomiaru uzyskany za pomocą dzielnika rezystancyjnego:

Przekładnik indukcyjny

4.0

δ Uh %,i =

U h %,i ( d )

100%

(5)

gdzie: Uh%,i(p) – wartość względna h-tej harmonicznej w i-tym przedziale 10-minutowym, zmierzona przy wykorzystaniu przekładnika napięciowego, Uh%,i(d) – wartość względna h-tej harmonicznej w i-tym przedziale 10-minutowym, zmierzona przy wykorzystaniu dzielnika rezystancyjnego, a następnie wyznaczono wartość średnią i odchylenie standardowe dla tego błędu, zgodnie z zależnościami (6) i (7): N

δUh% =

∑ δUh%,i i =1

THD3.0 [%]

c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

2.0

Rys. 4. Błędy pomiarowe THD napięcia w okresie pomiarowym

1.0 0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00

∑(δUh%,i − δUh% )

i =1

σ δUh % =

(7)

W analogiczny sposób wyznaczono błąd kątowy dla pomiarów poszczególnych harmonicznych napięcia uzyskanych przy wykorzystaniu przekładników napięciowych (indukcyjnego bądź pojemnościowego):

δ ϕh,i = ϕ h,i ( p ) − ϕ h,i ( d )

δ ϕh =

∑ δϕh,i i =1

(9)

σ δϕh =

∑(δϕh,i − δϕh ) i =1

Przetwornik pomiarowy Wielkość mierzona

Dzielnik rezystancyjny

Przekładnik indukcyjny

Przekładnik pojemnościowy

THD [%]

1,80

1,73

2,10

σTHD [%]

0,59

0,79

Tab. 1. Wartości średnie i odchylenia standardowe całkowitego współczynnika odkształcenia napięcia THD

Przetwornik pomiarowy Wielkość mierzona

Przekładnik indukcyjny

Przekładnik pojemnościowy

δTHD [%]

–4,50

14,96

σ δTHD [%]

1,91

6,03

Tab. 2. Wartości średnie i odchylenia standardowe błędów pomiaru współczynnika THD

(8)

gdzie: φh,i(p) – wartość kąta fazowego h-tej harmonicznej w i-tym przedziale 10-minutowym, zmierzona przy wykorzystaniu przekładnika napięciowego, φh,i(d) – wartość kąta fazowego h-tej harmonicznej w i-tym przedziale 10-minutowym, zmierzona przy wykorzystaniu dzielnika rezystancyjnego, oraz wyznaczono wartość średnią i odchylenie standardowe dla tego błędu, zgodnie z zależnościami (9) i (10):

(10)

Zmiany wartości błędów pomiaru współczynnika THD przez przekładniki napięciowe pokazano na rys. 4.

Rys. 3. Zmiany wartości THD napięcia w okresie pomiarowym

(6)

Dzielnik rezystancyjny Nr wh

Przekładnik indukcyjny

Uh%

σUh%

Uh%

0,167

0,005

0,025

0,196

0,040

0,075

Przekładnik pojemnościowy

Uh%

σUh%

0,005

0,022

0,006

0,151

0,037

0,173

0,040

0,011

0,012

0,009

0,015

0,009

1,198

0,312

1,166

0,321

1,310

0,356

0,057

0,014

0,026

0,013

0,031

0,015

1,154

0,661

1,098

0,659

1,492

0,889

0,055

0,025

0,047

0,022

0,215

0,073

0,415

0,123

0,418

0,121

0,261

0,064

0,041

0,021

0,039

0,020

0,037

0,015

Tab. 3. Wartości średnie wyższych harmonicznych napięcia

136

P rzekładnik pojemnoś c iowy

-30.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

Przekładnik pojemnościowy

czas [dd-mm-rr/gg:mm]

U h %,i ( p ) − U h %,i ( d )

0.0 -10.0

σUh%

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 127–134

W tab. 2 podano średnie wartości i odchylenia standardowe błędów pomiaru współczynnika THD przez przekładniki napięciowe.

3.5

Uh [%]

Dzielnik rezystancyjny

3.0

Przekładnik indukcyjny

2.5

Przekładnik pojemnościowy

2.0 1.5 1.0 0.5 0.0

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50

NUMER HARMONICZNEJ [-]

Rys. 5. Wartości średnie wyższych harmonicznych napięcia w okresie pomiarowym

Przekładnik indukcyjny Nr wh

δUh%

Przekładnik pojemnościowy

σδUh%

δUh%

σδUh%

–85,25

2,94

–86,61

3,44

–22,60

14,21

–11,43

8,47

–81,59

20,85

–78,36

21,17

–3,00

1,97

9,11

2,45

–56,16

11,08

–47,50

13,30

–6,30

3,34

27,82

5,60

–15,34

15,87

312,05

122,50

0,93

1,58

–33,27

18,12

–4,77

11,80

6,42

51,89

Dla porównania na rys. 6 pokazano wartości maksymalne (10-minutowe) wyższych harmonicznych zarejestrowane w okresie pomiarowym. Na kolejnych rysunkach (7–10) przedstawiono zmiany wartości wybranych: 2 (parzysta), 3 (rzędu 3n; kolejność zerowa), 5 (nieparzysta rzędu 3n–1; kolejność przeciwna) i 7 (nieparzysta rzędu 3n+1; kolejność zgodna) wyższych harmonicznych napięcia, zarejestrowane w okresie pomiarowym przy wykorzystaniu różnych przetworników pomiarowych. Istotne różnice można zauważyć tylko w przypadku drugiej harmonicznej, gdzie wartości zmierzone przy zastosowaniu dzielnika rezystancyjnego są zdecydowanie wyższe niż przy wykorzystaniu przekładników. W tab. 4 podano średnie wartości i odchylenia standardowe błędów pomiaru, przeprowadzonego za pomocą przekładników napięciowych, wybranych wyższych harmonicznych. 4.0 3.5

Uh [%]

4.2. Wyższe harmoniczne napięcia Na rys. 5 pokazano spektrum częstotliwościowe (widmo) i wartości średnie (udziały) wyższych harmonicznych zarejestrowanych w okresie pomiarowym. Wartości średnie i odchylenia standardowe wybranych dominujących w widmie częstotliwościowym harmonicznych napięcia, zestawiono w tab. 3.

4.0

Przekładnik indukcyjny

2.5

Przekładnik pojemnościowy

2.0 1.5 1.0 0.5 0.0

Przekładnik indukcyjny

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50

Przekładnik pojemnościowy

φh [º]

σφh [º]

φh [º]

σφh [º]

φh [º]

σφh [º]

0,000

–0,102

0,157

–0.137

0.156

Rys. 6. Wartości maksymalne wyższych harmonicznych napięcia 0.4 Dzielnik rezys tanc yjny

0.3

U 2 [%]

Dzielnik rezystancyjny

NUMER HARMONICZNEJ [-]

Tab. 4. Błędy pomiaru wyższych harmonicznych napięcia za pomocą przekładników

Nr wh

Dzielnik rezystancyjny

3.0

P rzekładnik indukc yjny P rzekładnik pojemnoś c iowy

–87,414

0,792

–62,152

5,497

–98,495

5,195

–32,851

16,863

–41,984

24,105

–41,858

22,971

–90,978

7,241

84,640

65,719

109,467

69,833

115,967

14,866

116,057

14,591

113,323

14,279

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

–101,062

7,476

–118,187

37,989

–123,236

51,879

c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

21,287

158,503

–2,843

158,863

7,131

158,547

54,585

132,170

41,269

117,029

114,143

32,889

14,167

22,034

22,403

21,404

–106,552

20,776

–11,621

57,641

–5,425

63,464

49,729

37,630

0.1

Rys. 7. Zmiany wartości drugiej harmonicznej napięcia 0.4 Dzielnik rezys tanc yjny

0.3

U 3 [%]

11 13

Tab. 5. Wartości średnie kątów fazowych wybranych harmonicznych napięcia

0.2

P rzekładnik indukc yjny P rzekładnik pojemnoś c iowy

0.2

0.1

Przekładnik indukcyjny

Nr wh

[º]

Przekładnik pojemnościowy

σδφH% [º]

δφh

[º]

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

σδφH% [º]

Rys. 8. Zmiany wartości trzeciej harmonicznej napięcia

–0,102

0,157

–0,137

0,156

25,262

5,210

–11,081

4,703

–9,133

9,877

–9,007

8,207

175,618

67,150

200,446

71,498

0,090

0,966

–2,644

1,281

–17,126

34,909

–22,174

49,250

–24,130

98,617

–14,156

77,402

–13,316

55,459

59,558

149,856

8,236

0,758

–120,719

20,359

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

6,196

30,377

61,351

72,447

c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

Tab. 6. Błędy pomiarów kątów fazowych wybranych harmonicznych napięcia

4.0 Dzielnik rezys tanc yjny P rzekładnik indukc yjny

U 5 [%]

3.0

P rzekładnik pojemnoś c iowy

2.0

1.0

Rys. 9. Zmiany wartości piątej harmonicznej napięcia

137

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 127–134

Nr wh

2.0

1.0

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

Rys. 10. Zmiany wartości siódmej harmonicznej napięcia

Najmniejsze wartości błędów pomiaru wyższych harmonicznych za pomocą przekładników wystąpiły dla harmonicznych 5 i 7, czyli dla harmonicznych o największych wartościach. Duże wartości błędów dla pozostałych harmonicznych (szczególnie harmonicznych parzystych) mogą wynikać z ich małych wartości (poniżej 0,2%), nieistotnych z punktu widzenia odkształcenia przebiegu napięcia. Na rys. 11 pokazano zmiany wartości błędów pomiaru wartości piątej harmonicznej.

Przekładnik indukcyjny

Przekładnik pojemnościowy

δφh [º]

σδφH% [º]

–0,102

0,157

–0,137

0,156

25,262

5,210

–11,081

4,703

–9,133

9,877

–9,007

8,207

175,618

67,150

200,446

71,498

0,090

0,966

–2,644

1,281

–17,126

34,909

–22,174

49,250

–24,130

98,617

–14,156

77,402

–13,316

55,459

59,558

149,856

8,236

0,758

–120,719

20,359

6,196

30,377

61,351

72,447

Tab. 6. Błędy pomiarów kątów fazowych wybranych harmonicznych napięcia

8.0

180.0 160.0 140.0

Dzielnik rezys tanc yjny

6.0

P rzekładnik indukc yjny P rzekładnik pojemnoś c iowy

4.0

120.0 100.0 80.0

P rzekładnik pojemnoś c iowy

0.0 -2.0 -4.0

40.0

-6.0

20.0

15.0

P rzekładnik indukc yjny

2.0

60.0

10.0

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

-8.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

5.0

c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

0.0 -5.0 -10.0

P rzekładnik indukc yjny P rzekładnik pojemnoś c iowy

-15.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

Rys. 11. Zmiany wartości błędów pomiaru piątej harmonicznej napięcia

4.3. Kąty fazowe harmoniczne napięcia Wartości średnie i odchylenia standardowe kątów wybranych harmonicznych napięcia zestawiono w tab. 5. Na rys. 12 pokazano zmiany kątów fazowych dla podstawowej harmonicznej napięcia (w przypadku pomiaru z wykorzystaniem dzielnika rezystancyjnego kąt fazowy jest stały i równy zeru), a na rys. 13 zmiany kątów fazowych dla piątej harmonicznej.

Rys. 13. Zmiany wartości kątów fazowych piątej harmonicznej napięcia w okresie pomiarowym

Z rys. 12 wynika, że także w przypadku harmonicznej podstawowej występują różnice kątów fazowych przy pomiarach z wykorzystaniem przekładników. W tab. 6 podano średnie wartości i odchylenia standardowe błędów pomiaru kątów fazowych harmonicznych za pomocą przekładników napięciowych. Najmniejsze błędy pomiarów kątów fazowych zaobserwowano dla harmonicznej podstawowej i dla harmonicznej piątej. Natomiast stosunkowo duże błędy wystąpiły dla siódmej harmonicznej. Na rys. 14 i 15 pokazano zmiany wartości błędów pomiaru wartości kątów fazowych odpowiednio dla podstawowej i piątej harmonicznej.

Rys. 15. Zmiany wartości błędów pomiarowych kątów fazowych piątej harmonicznej napięcia w okresie pomiarowym

4.4. Składowa stała napięcia Oddzielnego potraktowania wymaga problem przenoszenia przez przetworniki pomiarowe składowej stałej napięcia. Na rys. 16 pokazano zmiany wartości składowej stałej, zmierzone w okresie pomiarowym za pomocą poszczególnych przetworników 4.0 Dzielnik rezys tanc yjny P rzekładnik indukc yjny

3.0

U 0 [%]

? U5 [%]

σδφH% [º]

δφh [º]

o ?? 5 [ ]

Uh [%]

3.0

Dzielnik rezys tanc yjny P rzekładnik indukc yjny P rzekładnik pojemnoś c iowy

o ? U5 [ ]

4.0

P rzekładnik pojemnoś c iowy

2.0

1.0

0.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

2.0

1.0 0.8 0.6

P rzekładnik pojemnoś c iowy

0.2 0.0 -0.2

Rys. 16. Zmiany wartości składowej stałej napięcia

1.0

P rzekładnik indukc yjny

0.5 o ?? 1 [ ]

o ? U1 [ ]

0.4

1.5 Dzielnik rezys tanc yjny

0.0 -0.5

-0.4

-1.0

-0.6

P rzekładnik indukc yjny P rzekładnik pojemnoś c iowy

-0.8

-1.5

-1.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

-2.0 12-12-12 13-12-12 14-12-12 15-12-12 16-12-12 17-12-12 18-12-12 19-12-12 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00 0: 00

c zas [dd-mm-rr/gg: mm]

Rys. 12. Zmiany wartości kątów fazowych harmonicznej podstawowej napięcia w okresie pomiarowym

Rys. 14. Zmiany wartości błędów pomiarowych kątów fazowych harmonicznej podstawowej napięcia

pomiarowych. Przy pomiarach z wykorzystaniem przekładników napięciowych zarejestrowano składową stałą o praktycznie stałych wartościach, różniących się jednak znacznie dla przekładnika indukcyjnego i pojemnościowego. Natomiast dla pomiarów z użyciem dzielnika rezystancyjnego składowa stała ma wartości zmieniające się w czasie. 5. Podsumowanie Dzielnik napięcia został wykonany przez firmę Transformex w wyniku realizacji pracy rozwojowej pt. „Projekt i budowa rezystancyjnego dzielnika napięcia do pomiarów wyższych harmonicznych napięcia w sieci

138

R. Pawełek et al. | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 127–134

400 kV”, zleconej i sfinansowanej przez PSE SA (umowa: IF/RB/IF/10/TK/2008). Analiza wyników pomiarów wyższych napięcia została przeprowadzona przez Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej w wyniku realizacji pracy badawczej pt. „Pomiary wyższych harmonicznych napięcia w sieci 400 kV”, zleconej przez PSE SA (umowa: DS/RB/DE/8/TK/2012). Wyniki badań stanowią własność PSE SA. Zainstalowanie dzielnika rezystancyjnego umożliwiło wykonanie pomiarów porównawczych wyższych harmonicznych napięcia w sieci 400 kV przy zastosowaniu przekładników napięciowych: indukcyjnego i pojemnościowego oraz dzielnika. Na podstawie pomiarów oszacowano błędy powstające przy pomiarach wartości i kątów fazowych harmonicznych napięcia, wykonywanych z wykorzystaniem przekładników. Stwierdzono dużą zgodność wartości współczynnika THD, pomierzonych przy wykorzystaniu dzielnika i przekładnika indukcyjnego (średni błąd pomiarów wynosił –4,5%), oraz stosunkowo dużą wartość (14,96%) średniego błędu pomiarów wykonanych za pomocą przekładnika pojemnościowego. Najlepszą dokładność pomiaru harmonicznych za pomocą przekładników uzyskano dla harmonicznej piątej i siódmej, dominujących w spektrum częstotliwościowym

napięcia. Znacznie mniejszą dokładnością charakteryzuje się pomiar harmonicznych o udziałach poniżej 0,2%. Wyniki sugerują, że w sposób odrębny należy traktować harmoniczne nieparzyste i parzyste. Przy pomiarach kątów fazowych wyższych harmonicznych zadowalającą dokładność pomiaru za pomocą przekładników uzyskano tylko dla harmonicznej podstawowej i harmonicznej piątej. Dla pozostałych harmonicznych błędy są stosunkowo duże, a poza tym cechuje je duża zmienność wartości. Oddzielnym problemem jest całkowicie różny charakter przenoszenia składowej stałej napięcia przez przekładniki napięciowe i przez dzielnik rezystancyjny. Dla przekładników są to wartości praktycznie stałe w czasie, ale różne w zależności od rodzaju przekładnika, natomiast dla dzielnika wartość składowej stałej zmienia się w czasie. Wyniki pomiarów, uzyskane w trakcie jednotygodniowej sesji, chociaż unikatowe w skali światowej, nie mogą być podstawą do wniosków ogólnych. Sugerują jednak problemy, które należy próbować wyjaśnić w dalszych badaniach. Bardziej ogólne wnioski będzie można sformułować po wykonaniu pomiarów w dłuższym czasie.

Bibliografia 1. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I., On the Need to Control Power Quality in Polish Electrical Networks, Electrical Power Quality and Utilisation 1999, Vol. 5, No. 2, s. 21–27. 2. Błajszczak G., Olak J., Rezystancyjny dzielnik napięcia do pomiarów wyższych harmonicznych w sieciach 400 kV, konferencja „Aktualne problemy w elektroenergetyce” (APE ’11), Jurata, 8–10 czerwca 2011, s. 97–104. 3. Błajszczak G, Resistive Voltage Divider for Higher Harmonics Measurement in 400 kV Network, IEEE 11th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU ’2011), Lisbon (Portugal), 17–19 October 2011, s. 1–4.

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.

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.

Marian Jurek

dr inż. Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA e-mail: pawel.kelm@p.lodz.pl W latach 1999–2012 pracował 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 dotyczący 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. Rzeczoznawca w dziedzinie jakości energii elektrycznej, a także autor ponad 120 publikacji naukowych i technicznych.

139

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

Scheduling Coordinator’s Flat Rate Service for Wind Energy Development in Poland

Authors Zbigniew Prondziński Tomasz Rubanowicz

Keywords balancing market, wind power, forecasting

Abstract The development of the electricity market has made the energy industry an attractive investment for many businesses. In recent years, the electricity market has been going through the process of liberalization, which has contributed to the provision of new services for investors interested in the development of the energy industry. Recently, one of the most rapidly growing sources of electricity has been wind farms. Few investors are aware of the consequences of connecting wind farms to the national power grid, as well as of the subsequent exploitation of these resources. After the Electricity Sales Contract has been concluded, investors agree to predict electrical capacity generation within the span of 24 hours with a daily advance. The specific nature of wind farm functioning makes the prediction of electrical capacity generation difficult and, consequently, the owners bear the costs of deviations on the electricity balancing market. The resulting costs may result in the lack of liquidity of the project owner and, ultimately, in bankruptcy. In such a case, the Scheduling Coordinator’s flat rate service is a solution for the owner of a wind farm. The paper presents an analysis of selected forecasting models used to predict the electrical capacity of wind farms, as well as the Scheduling Coordinator’s service.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014213

1. Electricity market The development of the electricity market (EM) has made the energy industry an attractive investment for many businesses. Establishing of the balancing market (BM) in 2001 was one of the steps towards liberalisation of EM. BM is the so-called technical market, which is used for current balancing of electricity demand and electricity generation in the National Power Grid (KSE). Operations on the market include the performance of contracts for purchase/sale of energy concluded by the participants and the real-time balancing of electricity demand with its production in the KSE. The existence of the BM is necessary for functioning of the energy market, and the participation of energy purchasers thereon is mandatory [1]. The BM operation is possible only thanks to the fact that the producers may quickly increase or reduce the electricity generation. For this reason the energy prices on the BM are determined on the basis of contracts concluded between OSP and energy producers. The prices of energy purchased and sold by the participants on the BM are roughly equal to the prices on the competitive market. Participation on the BM definitely means additional costs and significantly higher risk. The prices on the 140

BM are published with a one-day delay and may range from PLN 70 to 1500 per 1 MWh. Therefore, in both cases the transactions are unprofitable for the end customer. In order to minimise the transaction volume on the BM, the customers who purchase energy on the competitive market try to prepare the consumption forecasts as accurately as possible. In recent years, the electricity market has been going through the process of liberalization, which has contributed to the provision of new services for investors interested in the development of the energy industry. Recently, one of the most rapidly growing sources of electricity has been wind farms (EW). Few investors are aware of the consequences of connecting wind farms to the National Power Grid, as well as of the subsequent exploitation of these resources. A wind farm connected to the grid is not only a source of revenue, but also a cost. To current Instructions for Operation and Maintenance of Transmission Network (IRiESP) governs the principles of operation for the EM. The Instructions indicate that each owner of an energy generating unit connected to the grid is required to draw up daily and hourly diagrams of facility operation. Predicting power generated in wind farms is not an easy task. Forecasts are prepared in a 24-hour horizon on

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

the day preceding the trading day. The daily advance results from the energy contracting requirements under contract, and the horizon depends on the trading organisation and diverse trading conditions (i.e. closing of gate on the BM). Forecasting involves foreseeing of the electricity generation volume in advance on a daily and hourly basis. The forecasts prepared for the balancing market unit of Energa-Obrót SA (EOB) include end customers (concumers) and sources of generation. The forecast of electricity demand is used to purchase electricity on the wholesale market to satisfy the consumer demand. Wind farms belong to the least predictable sources of generation in terms of operation characteristics. The nature of their operation makes the power prediction difficult; as a result the owners bear the costs for deviations on the balancing market (for the so-called imbalance). Such costs may result in the lack of liquidity of the project owner and, ultimately, in bankruptcy. In such a case, the Scheduling Coordinator’s (SC) flatrate service is an optimal solution for the owner of a wind farm (WF). The service is based on expansion of collaboration between the investor (OZE) and EOB by concluding the SC agreement. By concluding the SC agreement EOB assumes the costs of wind farm participation on the BM. In return, the producer pays a flat-rate (PLN/MWh) for EOB, which depends on electricity generation in the particular billing period, as measured by the metering and billing system. With the SC agreement the producers gain a simple mechanism for planning of costs for the wind farm and for preparing business plans; in addition they reduce their own cost risk related to participation on the BM. Planning of power generation has an impact on the safety of KSE operation and the electricity trade on the market. Due to the increasing power rating of wind farms connected to the KSE, power prediction plays an increasingly important role. According to the URE the estimated total power of the installed wind farms is to be approx. 2000 MW and 2500 MW in 2013 and 2014, respectively. Various studies on forecast models have been continually carried out for many years. Innovative solutions will contribute to improvement of the positions of operators on the competitive market. Many different tools for the prediction of power from wind sources have been available since 2002, but they are characterised by unsatisfactory forecast error, as referred to in [1–4]. Currently, hybrid models are highly popular in forecasting [5–7]. The authors of this publication have presented three freely selected forecasting methods used, among others, in daily work, and often found in expert literature [1–9]. Application of various forecasting methods never guarantees a perfect forecast. Continuous attempts should be made to achieve the expected results by obtaining thorough knowledge and operator experience. Particular attention should be paid to the possible use of artificial neural networks (SSN). The use of neural models enables the prediction of power generated at any wind farm, provided that the historical data related to generation in the facility is available. To meet the market expectations ENERGA-OBRÓT SA (SOB) has made it possible for contractors to account for deviations by a fixed flat-rate fee (SC), at the same assuming the costs, risk and responsibility for imbalance. A deviation means the difference between the hourly electricity planned and reported by

the producer, and the hourly electricity actually generated and introduced to the distribution grid, as measured by the metering system. The Scheduling Operator’s (SC) service is a good alternative for EW owners. With the SC service the estimation of revenues and costs related to the EW functioning on the market is much easier because of the fixed fee. However, this type of option has not solved the issue of prediction and further costs for deviations. Because EOB has both producers and consumers on its territory, it is required to estimate the amount of electricity needed for a balancing market unit. Assuming that EW (producers) generate 100 MWh of energy and bring it to the grid within a day or an hour on the wholesale market and that the (consumer) demand for energy is 1,500 MWh, EOB would have to purchase 1000 MWh of energy on the wholesale market. An accurate prediction of the power generated at wind farms reduces the costs of participation on the mandatory BM. Short-term daily and hourly prediction of the power generated at wind farms is not an easy task due to the stochastic nature of force (wind) and the facility structure. Electricity generation does not result only from the installed power rating in a wind farm, but primarily from the instantaneous wind speed expressed in the third power. As the meteorological conditions change over the day, they cause high instability of energy generation. Because of the random value of active power, it is difficult to estimate it precisely in the long term. Obviously, the longer the estimation period is, the greater the forecast error is. Because of the dynamics of meteorological conditions, wind farms are considered to be “unsteady” sources of active power generation. As a result of the development trend of EW (rapid rise in nominal power in KSE) the forecasting is gradually playing an increasingly important role in improvement of the energy security. Classification can be made for the purposes of power prediction in EW, for example in terms of the unit power rating (Fig. 1). Typical power plants used in the energy industry are units of low and high power rating. Low power means individual power plants (less than 850 kW) and small farms (up to 2 MW). The continuing trend in the wind energy industry is to build wind farms rather than individual plants. Farms consist of several to a dozen or so wind turbines connected to the transformer station (400/110 kV). Currently, the rated power of the largest wind farm in Poland is as high as 120 MW.

Electricity forecasting in wind power plants Single and small wind power plants

New (from the manufacturer)

From surplus (Germany, Denmark)

Wind farms (sets of wind turbines with a commopn transformer station) Concentrated (on area)

Extensive (divides into several smaller areas)

Fig. 1. Classification of wind farms for forecasting of electricity generation 141

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

Three different approaches connecting the wind forecast with the wind power output can be distinguished based on the literature [7], i.e.: 1. Physical approach – based only on the nature of conversion of the wind power into electrical power 2. Statistical approach – describes the relationship between the forecast wind parameters and the output wind power by a statistical analysis of past time series 3. “Learning” approach – uses artificial intelligence methods to obtain the relationship between wind forecast and output power in the form of a time series. A hybrid approach is used to achieve more accurate forecasts – it combines the afore-mentioned approaches in a single model. Despite the availability of data and ready mathematical models, without the proper knowledge and experience predictions may be ineffective, sometimes costly. The hybrid models use a variety of data, i.e. the base relationship between power and wind force, the producer’s power characteristics, information about the planned shutdowns of wind farm, and meteorological forecasts (wind force and direction, atmospheric pressure, air temperature – taking into account the season of the year). Knowledge and experience can be gained through long-term observations of wind sources. The physical approach includes a set of models which take into account: • the wind conditions at the examined location (change dynamics) and the height of turbine nacelle • the effect of interaction between wind turbine masts (wake effect) • electronic and mechanic characteristics of power station (power curve) output power statistics. There are methods for learning and self-learning, which allow obtaining the assumed and effective operation, even when the producer does not know any algorithm that could be used to solve the task. The grid always operates as a whole and its individual elements contribute to all operations performed by the grid. One of the consequences of such grid operation is its ability to function properly even with incomplete data.

1.1. Actual characteristics Selection of the power characteristics (producer’s curve) without the operator experience may be difficult and insufficient. The actual power characteristics do not coincide with the theory for most part of the year. One of the factors that hinder the power estimation are internal conditions (including the farm structure) and external conditions (weather), which can be seen in the form of power spread in Fig. 2. This is a result of the dynamics of changes in wind direction, nacelle location, dynamics of panels and the lack of periodic calibration of anemometers. The power spread phenomenon usually occurs during the summer period, when the wind speed and direction change dynamically. Fig. 2 shows the power curve with power spread

142

for power plant operation, from 4 to 15 m/s. The points located under the theoretical power curve (marked with blue dots) are understandable. Less power for instantaneous wind speed is a result of the dynamics of changes in wind direction, the change in panel angle (high rotor inertia), the change in nacelle angle, technical limitations (e.g. high temperature of gear), as well as the device mechanical components (i.e. mechanical vibrations of panels, generator shaft, tower and other elements).

Fig. 2. Characteristics for power curves in five wind power plants in the wind speed function (measurements in the summer period, high wind variability) [1]

The cause is also the variability of air density and humidity. The power generated over the theoretical curve is caused by the dynamics of changes in wind and nacelle direction, and probably by measurement error (e.g. unregulated anemometer or lack of periodic calibration of anemometer). The power spread to the third power may also be a result of high instantaneous values of wind gusts. The instantaneous values of power and wind speed are averaged for the last 10 minutes and sent to the control system, which processes the measurement results and stores the averaged measurement data. Fig. 3 is an example, with the measurement point (smaller dots) equal to the energy value for 2 sec. Fig. 3 shows the average value of electricity for the last 10 minutes against the theoretical power curve, in the instantaneous wind speed function. Pśr is the mean energy value after 10 minutes. Instantaneous wind speed values are also averaged, as Vśr. As a result, the average power value is over the theoretical power curve of the producer. Vstart means the initial wind turbine speed, Vn – rated wind speed, Vmax – cut-out wind speed, Pn – the device rated power. Explanatory variables should be selected skilfully, depending on the size of the farm. Variable selection is important for forecast accuracy.

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

1.2. Meteorological forecasts The accuracy of active power forecasts for wind farms is determined by meteorological factors. Wind speed is the main element that plays a significant role in power prediction. Because of the broad range of the subject, in the mentioned examples the authors took into account only one value crucial for power generation – wind force. There are many methods for extrapolation of wind speed at the hub level. Below is the formula in which the wind parameter is dependent on the so-called terrain roughness (height above ground level).

h Vh = v ⋅ n h ln 0 n ln

Fig. 3. The average 10-minute value of energy (Pśr) (the largest dot) obtained in two-second measurements in the instantaneous wind speed (Vśr) function (1)

A wind farm with power rating of 50 MW may occupy an area of even several square kilometres. A farm can be divided into 2–3 smaller units connected together to a single transformer station. Division of a wind farm into smaller elements makes the power prediction even more difficult. With meteorological data from one measurement mast located far from the power plant, the prediction accuracy may be questionable. Difficulties in prediction for such structures are a result of large differences in instantaneous meteorological conditions at wind farms. The wind Speed on extensive wind farms can vary from 4 to 11 m/s. Fig. 4 can be used as an example; it shows the actual wind speeds on an extensive wind farm located in the northern part of Poland [1, 2].

(1)

where: Vh – wind speed at height h [m/s], V – wind speed at height h0 [m/s], h0 – height of wind speed transmitter location [m], h – height for which the wind speed is calculated [m], n – roughness. Since the weather forecast is affected by a measurement error, the power prediction is also inaccurate. It is important to make as few such errors as possible in the long term. The accuracy of wind power forecast is affected by a measurement error because the measurement masts are not located directly on wind farms. The wind speed measured in wind farms differs from the forecasts at a remote measurement mast. Fig. 5 shows how much the forecast wind speed may differ from its actual value. Deterministic models used for weather forecasting by meteorological companies may be misleading. Unfortunately, without adequate real-time monitoring of wind farm operation,

Fig. 5. The daily and hourly VwP forecast (red dashed line) and the actual VwW wind power of the entire wind farm (example of inaccurate weather forecast) Fig. 4. Actual wind speed on an extensive wind farm [1]

there is no choice other than to treat weather forecasts as reliable. Fig. 6 shows a good wind power forecast. With a high correlation ratio between the forecast and actual wind speed (0.97) it 143

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

is possible to estimate electrical energy with fair accuracy. Such a high dependency also indicates that weather forecasts may be trusted to some extent, but corrections should be taken into account when the data is entered into the model. The cause of errors in the power forecast is a long distance between the measuring (meteorological) mast and the wind farm. An incorrect forecast of wind speed means large deviations of estimated power.

Fig. 6. The VwP forecast (red dashed line) and the actual VwW wind speed in the entire wind farm (1 day, an example of the expected weather forecast)

2. Forecast models It should be borne in mind that the objective of searching for a useful forecast model is not the use of the highest possible number of parameters, which would describe the variability of time series as accurately as possible. The increase in the number of parameters means that the number of degrees of freedom is reduced and the power of applied statistical tests is lower. On the other hand, too high adjustment of series may include the description of not only the signal but also of random noise, for which accidental regularity may be perceived in completed tests [11]. The purpose of the search is to find a model that can describe the key characteristics of the particular case by using a limited number of statistically important parameters.

2.1. Physical model A wind farm physical model can be built as a model of one replacement wind power plant with properly selected parameters or as a composition of many individual power plant models. In the latter case, the model would be more accurate (if parameters were available), but also more complex. A problem can be to determine the operation point for each power plant (Fig. 3). An unquestionable advantage of a replacement power plant model is the lower number of parameters; also, the averaging effect

144

occurring on a physical farm works in favour of that model. It may be difficult to select representative activations and to determine the parameters of a replacement power plant [1, 2]. The wind farm model reflects the farm power for certain forced elements, mainly wind speed and direction on the nacelle level. The wind from the nearest meteorological station may also be treated as a forced element for the farm model. The accuracy of the model whose function is to forecast the energy generation is satisfactory when the distance between the meteorological station and the wind farm location is less than 10 km [2]. The usefulness of the physical model was tested for the distance of no more than 5 km. The wind farm model was built as a model of a replacement power plant with power rating equal to the total of individual power plants, subject to activation in the form of wind from a distant location of measuring mast and extrapolated to the hub height. It was assumed that the air parameters are slowly varying and constant over time between measurements. Changes in air density were taken into account; it changed by more than 10%, both in the summer (1.16–1.25 kg/m3) and in the winter (1.22–1.32 kg/m3). The presented analytical model of wind farm is a simple model. It does not take into account the wake effect, which affects the accuracy. It was necessary to include the impact of the terrain type around the farm on the wind profile [2]. Therefore, the analytical method is one of the methods that can be used for prediction. However, such methods require adjustment of the model coefficients to the nature of the wind (dynamics of changes, seasons) and good knowledge of the particular farm. The use of various models and adjustment of parameters reduce errors to approximately 10%. There are suggestions to use separate models for day and night because of the different nature of the wind. The wind farm power is the total of powers of individual plants. Even if they all are of the same type, the farm power is not a multiple of a single plant’s power, as respective plants are subject to various forced elements. The power of a plant with the sweep area A, air speed V and air density r is determined by the following:

1 P = C p ⋅ ρ ⋅ A ⋅V 3 2

(2)

where: C = f(l, b) is the power ratio which depends on the so-called specific speed l = ωR/V and the angle of blades in rotor b. Depending on the type of plant and on how it is controlled those parameters determine the characteristic P = f(V) of the power plants where a typical shape is shown in Fig. 7. Therefore, the power is the result of a non-linear conversion of wind speed and interference. It is assumed that the wind speed is the speed at the height of rotor axis.

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

Fig. 7. Power characteristics for a wind power plant

2.2. Linear regression model Power forecasting as a linear combination of the previous and average power and trends is affected by large error due to non-linear dependence between the power and wind [1]. Non-linear regression would be more appropriate for power, but taking into account its accuracy and error distribution, it should not be recommended. The linear regression method could be successfully applied to wind prediction, provided that the prediction period is not too long. The proposals are included in [1, 2], where the expected wind speed is a linear function in previous moments, average speed and trend, such as the ARMA model below: s=

1 n 2 ∑ (xi − x śr ) n − 1 i =1 p

j −1

k =G

(3)

Vt = ∑ a jVt −1 + ∑ bk Et − k (4)

where: Vt means the wind seed at time t, whereas E means the average value. If the wind farm owner is not able to obtain a weather forecast for the location, it may apply the linear regression method for power forecasting. Fig. 8 shows the results of using this method for power prediction with prediction steps of 3 and 6 hours, in accordance with the ARMA model.

Fig. 8. Wind farm power (Pc) and the power expected from the AR model with a period of 3h (PCP3h) and 6h (PCP6h) and the actual wind speed (Vt) as a function of time [2]

2.3. Neural model As clearly shown in considerations for the analytical model, each wind farm has certain special features. It is necessary to take into account the characteristic feature in the wind farm modelling process. Besides the features that can be examined partly analytically, such as the wake effect or the vertical wind profile, there are also characteristics that are difficult to describe by analytical relations, e.g. wind distribution in the farm. However, they affect the wind speed at the location and power. A neural network may be used as an estimator which can reproduce the characteristic features. A data set does not have to be large to create and verify the analytical model shown in the previous section. A larger set is necessary to create, learn and check a neural network. Based on the previous analyses [1, 2, and 9] we selected the Elman recurrent network for the purposes of this study to evaluate the usefulness of a neural farm model. The model input was the wind force (marked in Fig. 9 as Input). The previous studies [1, 2] show that in certain periods, during the so-called dynamic weather, the wind dynamics also plays an important role, but this factor is not included in the neural model. As a result of the studies it was found that neither singlelayer nor multi-layer networks were sufficiently good estimators. However, experience indicates that, similarly to the analytical model, the neural model should have a more complex structure. It is suggested to take into account not only the current wind value, but also the previous values, which would enable mapping of wind dynamics and changing of structure into a recurrent network. The Elman network with recurrence of hidden layer has been selected after the studies. The Elman network is characterised by a partial recurrence in the form of feedback between the hidden layer and the input layer. Fig. 9 shows the Elman network structure where: Input(t) – the number of external network inputs, Hidden – the number of neurons in the hidden layer, Output – the number of output neurons. 145

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

Fig. 9. The structure of Elman neural network

Several network learning algorithms were used in the studies; they were based on the backward error propagation. The best learning method was the Levenberg-Marguardt method (marked as trainlm function in MATLAB). Studies were carried out on a large wind farm located on a uniform terrain, not by the sea; hence the phenomena described for the previous wind farm (such as high component for local wind in the summer) do not occur so frequently. Data from a well measured farm were used for creating the neural model, with access to a large number of data. Network learning was carried out with the use of data from an actual wind farm, i.e. the wind speed from the farm’s measurement mast and the farm power measured at the transformer station. The power value for each plant was also available. Fig. 10–13 show the results of model operations, including a neural model. Actual wind speed is given at the network input, with the farm power forecast obtained at the output. Similar results were obtained for several other wind farms. Each farm must have its own model with a separate set of learning data.

Fig. 11. Weather forecast with high reliability

2.4. Comparison of the results from forecast models Fig. 10–13 compare the forecast results with the use of the forecast models discussed above. The colour markings are as follows: red – the power forecast with the use of a network (SSN), black – the power prediction for analytical model (Analit), brown – the power of regressive model (Reg), navy blue – the actual power production (Real), blue – the forecast wind force (Vw).

Fig. 12. Weather forecast with low reliability

Fig. 13. Weather forecast with high reliability

Fig. 10. Weather forecast with low reliability 146

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

2.5. Evaluation of prediction error Because of a varied increase of power at wind farms the forecast error is sometimes close to 0%, and then it exceeds 15%. Another issue is the method for calculating the percentage error for deviation of the forecast power from the actual power. The difference between the forecast variable and the forecast, or the absolute forecast error is calculated to verify the effectiveness of prediction methods. The first method is the normalized relative error of the BP forecast:

BP =

y t − y tP M

⋅ 100%

(5)

where: yt – power performance, ytP – power forecast, M – power rating of all wind farms. This method (5) provides the information on how much more or less electricity has been generated by a single wind power plant in instantaneous meteorological conditions in relation to the manufacturer’s restricted conditions. The method can be used to assess the deviation of the actual power from the theoretical power in wind power plants. This method has been published in many scientific and technical articles and it remains the best method available. The second method is an absolute forecast error, which indicates the actual forecast error for wind farms. An absolute error is the difference between the actual and forecast value. Tab. 1 shows the average forecast errors – deviation of the forecast power from the actual power.

Forecast method

Average relative error [%]

Average absolute error

Analytical

9.6%

5.7771

Regressive

8.6%

4.7093

Neural

9.2%

5.1759

Tab. 1. The values of errors – deviation of the forecast power from the actual power

3. Final conclusions Three structures of wind farm power estimators were examined as part of the study: physical, regressive and neural. The research shows that each forecast model may be used for prediction of power generated in wind power plants. A model based on linear regression methods may not be applied as the primary model because of the decreasing wind correlation in the long term. A model based on the description of physical phenomena may be an effective prediction tool, but it requires many parameters which are not always identified and precise knowledge of the farm, such as terrain topology or farm topology. That model does not require a large amount of data for verification. An analytical model may be a farm power estimator even when the information about wind comes from a location situated several kilometres away. A recursive neural network is a good estimator of wind farm power. It is able to reflect the farm’s specific features, but it also requires a large set of learning data.

The quality of power forecasting depends not only on the power model, but also on the quality of weather forecasts. A higher accuracy of power prediction for wind farms may be obtained with the use of a hybrid model by combining an “experienced” analytical model with a neural model. SSN are systems that can generalise, recognise and analyse the data which they have not processed before. The obvious fact is that humans do not have the computing capabilities of SSN, but SNN will never fully replace humans. However, it is important to note that with a skillful use of expert knowledge and mathematical tools known in the literature it is possible to create an effective forecast model. The access to historical actual wind conditions enables the evaluation of weather forecast accuracy for the structure. Based on the above it can be concluded that the more accurate the forecast is, the lower the costs of BM participants are. An accurate prediction of power generated in individual wind turbines and farms will decrease the volume of energy purchase/sale on the BM, and will enable a better use of the potential associated with the production of electricity by wind farms. References

1. Bogalecka E., Rubanowicz T., Neuronowy model mocy farmy wiatrowej [Neural model of wind farm power], Mechanik 2010, issue 7, pp. 579–586. 2. Bogalecka E., Rubanowicz T., Analiza charakterystyk parku wiatrowego [Analysis of wind park characteristics], Wiadomości Elektrotechniczne 2010, issue 2, pp. 15–20. 3. Dobrzyński K., Przegląd systemów przeznaczonych do predykcji mocy wytwórczej w farmach wiatrowych [Review of systems used for prediction of power generated in wind farm], materials from the conference “Aktualne problemy w elektroenergetyce”, Jurata 2009. 4. Giebel G. et al., Short-term Forecasting Using Advanced Physical Modelling, EWEC, Anemos Physical Modelling, 2006-02-08, The Results of the Anemos Project, Athens 2006. 5. Instructions for Operation and Maintenance of Transmission Network, IRiESP, System balancing and management of system restrictions [online], www.pse-operator.pl. 6. Joensen A., Short – term wind Power prediction, Ph.D. Thesis No. 108. 7. Malko J., Predykcja mocy wytwórczych elektrowni wiatrowych [Prediction of power generated in wind farms], Przegląd Elektrotechniczny 2008, issue 9. 8. Parkers J., Tindal A., Forecasting Short Term Wind Farm Production in Complex Terrain, Garrard Hassan and Partners Ltd. [online], www.gl-garradhassan.com. 9. Rubanowicz T., Metody predykcji produkcji mocy parku wiatrowego [Methods for prediction of power production in a wind park], Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2008, issue 25. 10. Website CIRE.pl, supervised by Agencja Rynku Energii SA [online], http://www.rynek-bilansujacy.cire.pl/. 11. Website [online], www.gszafranski.w.interia.pl.

147

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | 140–148

Zbigniew Prondziński ENERGA-OBRÓT SA e-mail: zbigniew.prondzinski@energa.pl He graduated from the Faculty of Electrical and Control Engineering of the Gdańsk University of Technology, major in electrical engineering. He completed post-graduate studies in the field of corporate financial management and obtained an MBA. He is an authorised commodity broker. Since 1996 he has been involved in the power engineering industry. Employed in ENERGA-OBRÓT SA as the Head of Commercial and Technical Operator Department His area of interest includes mainly the operation of electricity and gas market.

Tomasz Rubanowicz ENERGA-OBRÓT SA e-mail: tomasz.rubanowicz@energa.pl He graduated from the Military University of Technology in Warsaw (2006), major in mechatronics. He was a doctoral candidate at the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology. During his education he began to work in Elektrownie Wiatrowe SA involved in the development of wind farm projects, where for the first time he came across the subject of power forecasting for wind farms. He is currently employed in ENERGA-OBRÓT SA, where he is an expert in the prediction of power generated in wind farms. The areas of his scientific, research and professional interests include: the use of artificial intelligence for forecasting the dynamics of generation of renewable energy sources, electricity and gas market, off-shore wind energy technology.

148

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (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

Zryczałtowana usługa operatora handlowo-technicznego na potrzeby rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce Autorzy

Zbigniew Prondziński Tomasz Rubanowicz

Słowa kluczowe

rynek bilansujący, elektrownie wiatrowe, prognozowanie

Streszczenie

Rozwój rynku energii elektrycznej sprawił, że branża energetyczna stała się atrakcyjna inwestycyjnie dla wielu przedsiębiorców. Trwający od kilku lat proces liberalizacji rynku energii elektrycznej przyczynił się do świadczenia nowych usług na rzecz inwestorów zainteresowanych rozwojem branży energetycznej. W ostatnich latach do grona najbardziej dynamicznie rozwijających się źródeł wytwórczych zalicza się elektrownie wiatrowe. Niewielu inwestorów zdaje sobie sprawę z konsekwencji przyłączenia elektrowni wiatrowych do krajowej sieci elektroenergetycznej, jak również z późniejszej eksploatacji tychże źródeł. Po zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej inwestorzy zobowiązani są do prognozowania generacji mocy wytwórczej w horyzoncie dwudziestoczterogodzinnym z wyprzedzeniem dobowym. Charakter pracy elektrowni wiatrowych sprawia, że predykcja mocy nie należy do łatwych czynności i w efekcie właściciele ponoszą koszty za odchylenia na rynku bilansującym (niezbilansowanie). Powstające koszty mogą przyczynić się do braku płynności finansowej właściciela projektu, a w efekcie do bankructwa. Opcjonalnym rozwiązaniem dla właściciela farmy wiatrowej jest zryczałtowana usługa operatora handlowego. W artykule przedstawiono analizę wybranych modeli prognostycznych, wykorzystywanych do predykcji mocy wytwórczej elektrowni wiatrowych, czynników wpływających na prognozy oraz model współpracy z kontrahentami poprzez usługę operatora handlowego.

1. Rynek energii elektrycznej Rozwój rynku energii elektrycznej (REE) sprawił, że branża energetyczna stała się atrakcyjna inwestycyjnie dla wielu przedsiębiorców. Uruchomienie rynku bilansującego (RB) w 2001 roku było jednym z kroków ku liberalizacji REE. RB jest tzw. rynkiem technicznym, który służy do bieżącego bilansowania zapotrzebowania na energię elektryczną i wytwarzania energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Na rynku dochodzi do realizacji zawartych przez uczestników umów kupna/sprzedaży energii i bilansowanie w czasie rzeczywistym zapotrzebowania na energię elektryczną z jej produkcją w KSE. Istnienie RB jest niezbędne dla funkcjonowania rynku energii, a udział w nim podmiotów kupujących energię jest obowiązkowy [1]. Funkcjonowanie RB możliwe jest jedynie dzięki zdolności szybkiego zwiększenia lub zmniejszenia produkcji energii elektrycznej przez jej wytwórców. Z tego powodu ceny energii na RB wyznaczane są na podstawie kontraktów zawieranych pomiędzy OSP a wytwórcami energii. Ceny energii kupowanej i odsprzedawanej przez uczestników rynku na RB oscylują wokół cen rynku konkurencyjnego. Uczestnictwo na RB na pewno wiąże się z kosztami i zdecydowanie wyższym poziomem ryzyka. Ceny na RB publikowane są z jednodniowym opóźnieniem i mogą przyjmować za 1 MWh wartości 70–1500 zł. W obydwu przypadkach są to więc transakcje niekorzystne dla klienta końcowego. W celu minimalizacji wolumenu transakcji na RB klienci kupujący energię na rynku konkurencyjnym starają się sporządzać możliwie najdokładniejsze prognozy jej zużycia. Trwający od kilku lat proces liberalizacji rynku energii elektrycznej przyczynił się do świadczenia nowych usług na rzecz inwestorów zainteresowanych rozwojem branży

energetycznej. W ostatnich latach do grona najbardziej dynamicznie rozwijających się źródeł wytwórczych zalicza się elektrownie wiatrowe (EW). Niewielu inwestorów zdaje sobie sprawę z konsekwencji przyłączenia EW do KSE, jak również z późniejszej eksploatacji tychże źródeł. EW przyłączone do sieci są nie tylko źródłem przychodu, lecz także kosztem. Obowiązująca Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) reguluje zasady funkcjonowania REE. Z instrukcji wynika, że każdy właściciel jednostki wytwórczej przyłączonej do sieci zobowiązany jest do sporządzania grafików dobowo-godzinowych pracy obiektu. Predykcja mocy wytwórczej EW nie należy do łatwych czynności. Prognozy przygotowywane są w horyzoncie dwudziestoczterogodzinnym w dniu poprzedzającym dobę handlową. Wyprzedzenie dobowe wynika z wymagań kontraktowania mocy, a horyzont ten zależy od organizacji handlu i zróżnicowanych warunków handlowych (tzn. momentu zamknięcia bramki na RB). Prognozowanie polega na przewidzeniu wielkości produkcji energii elektrycznej z wyprzedzeniem w układzie dobowo-godzinowym. Prognozy sporządzane dla jednostki grafikowej Energa-Obrót SA (EOB) obejmują klientów końcowych (odbiorców), jak i źródła wytwórcze. Na podstawie prognozy zapotrzebowania energii elektrycznej dokonuje się zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym (systemowym), żeby pokryć zapotrzebowanie odbiorców. Do najtrudniej przewidywalnych źródeł wytwórczych, pod względem charakteru pracy, należą EW. Ich charakter pracy sprawia, że predykcja mocy nie należy do łatwych czynności i w efekcie właściciele ponoszą koszty za odchylenia na rynku bilansującym (za tzw. niezbilansowanie). Powstające koszty mogą przyczynić się

do braku płynności finansowej właściciela projektu, a w efekcie do bankructwa. Opcjonalnym rozwiązaniem dla właściciela farmy wiatrowej (FW) jest zryczałtowana usługa operatora handlowego (OH). Usługa jest rozszerzeniem współpracy pomiędzy inwestorem (OZE) a EOB poprzez zawarcie umowy OH. EOB, zawierając umowę OH, przejmuje na siebie koszty uczestnictwa FW na RB. W zamian wytwórca uiszcza na rzecz EOB zryczałtowaną opłatę (zł/MWh), uwarunkowaną od produkcji energii elektrycznej w danym okresie rozliczeniowym, mierzoną przez układ pomiarowo-rozliczeniowy. Dzięki umowie OH wytwórcy zyskują przede wszystkim prosty mechanizm w zakresie planowania kosztów dla FW, sporządzania biznesplanów oraz ograniczają własne ryzyko kosztów związane z uczestnictwem na RB. Planowanie generacji mocy ma wpływ na bezpieczeństwo pracy KSE i handel energią elektryczną na rynku. Ze względu na coraz większą moc znamionową EW, przyłączoną do KSE, predykcja mocy odgrywa coraz bardziej istotną rolę. Według URE szacunkowa moc całkowita zainstalowanych EW ma być zbliżona w 2013 roku do ok. 2000 MW, a w kolejnym 2014 roku do ok. 2500 MW. Nieustannie od wielu lat prowadzone są różne badania nad modelami prognostycznymi. Innowacyjne rozwiązania przyczyniają się do poprawy pozycji podmiotów na konkurencyjnym rynku. Od 2002 roku na rynku dostępnych jest wiele różnych narzędzi do predykcji mocy źródeł wiatrowych, lecz o niezadowalającym błędzie prognozy, o których mowa w pozycjach [1–4]. Obecnie w prognozowaniu dużą popularnością cieszą się modele hybrydowe [5–7]. Autorzy niniejszej publikacji przedstawili trzy dowolnie wybrane metody prognostyczne, wykorzystywane m.in. w codziennej pracy oraz często spotykane

149

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 140–148

w literaturze fachowej [1–9]. Zastosowanie różnego rodzaju metod prognostycznych nigdy nie daje gwarancji uzyskania doskonałej prognozy. Do oczekiwanych rezultatów należy nieustannie podążać, pozyskując gruntowną wiedzę i doświadczenie operatorskie. Szczególną uwagę warto zwrócić na możliwości wykorzystania sztucznych sieci neuronowych (SSN). Za pomocą modeli neuronowych możliwa jest predykcja generacji mocy wytwórczej dowolnej FW, pod warunkiem że posiada się dane historyczne generacji obiektu. Energa-Obrót SA (EOB), wychodząc naprzeciw oczekiwaniom rynkowym, umożliwiła kontrahentom rozliczanie za odchylenia poprzez stałą zryczałtowaną opłatę (OH), przejmując jednocześnie na siebie koszty, ryzyko i odpowiedzialność za niezbilansowanie. Odchyleniem nazywana jest różnica pomiędzy planowaną i zgłoszoną przez wytwórcę godzinową energią elektryczną, a godzinową energią elektryczną rzeczywiście wyprodukowaną i wprowadzoną do sieci dystrybucyjnej, pomierzoną przez układ pomiarowy. Usługa operatora handlowego (OH) jest dobrą alternatywą dla właścicieli EW. Dzięki usłudze OH oszacowanie przychodów i kosztów, związanych z funkcjonowaniem EW na rynku, jest prostsze ze względu na stałą opłatę. Tego typu opcja nie rozwiązała jednak problemu predykcji i dalszego ponoszenia kosztów za odchylenia. EOB, mając na swoim terenie wytwórców i odbiorców, zobowiązana jest do szacowania ilości potrzebnej energii elektrycznej dla jednostki grafikowej. Zakładając, że EW (wytwórcy) wyprodukują i wprowadzą do sieci w ciągu doby lub godziny na rynku hurtowym (systemowym) energię np. 100 MWh, a zapotrzebowanie na energię (odbiorcy) wyniesie 1500 MWh, to spółka EOB będzie musiała zakupić na rynku hurtowym energię 1000 MWh. Dokładna predykcja mocy wytwórczej EW zmniejsza koszty partycypacji uczestników na obowiązkowym RB. Krótkoterminowa predykcja dobowo-godzinowa mocy wytwórczej EW nie należy do łatwych zadań ze względu na stochastyczny charakter wymuszenia (wiatru) oraz strukturę budowy obiektu. Produkcja energii elektrycznej nie wynika wyłącznie z zainstalowanej mocy znamionowej siłowni wiatrowej, ale przede wszystkim z wartości chwilowej prędkości wiatru, wyrażonej w trzeciej potędze. Zmieniające się na przestrzeni doby warunki meteorologiczne powodują dużą niestałość produkcji energii. Ze względu na losową wartość mocy czynnej dokładne jej oszacowanie w dłuższym horyzoncie czasowym jest trudne. Oczywiste jest również, że im dłuższy okres szacunkowy, tym większy błąd prognozy. Dynamika warunków meteorologicznych sprawia, że EW zaliczane są do „niespokojnych” źródeł generacji mocy czynnej. Tendencja rozwojowa EW (szybki przyrost mocy nominalnej w KSE) sprawia, że prognozowanie stopniowo odgrywa coraz większą rolę w poprawie bezpieczeństwa energetycznego. Na potrzeby predykcji mocy EW można dokonać klasyfikacji, chociażby pod względem jednostkowej mocy znamionowej (rys. 1). Typowe siłownie wykorzystywane w energetyce są jednostkami o małej i dużej mocy znamionowej. Do małych mocy zaliczają się pojedyncze siłownie (poniżej 850 kW) i małe farmy do 2 MW.

150

Prognozowanie energii elektrycznej elektrowni wiatrowych Pojedyncze i małe elektrownie wiatrowe

Nowe (od producenta)

Z demobilu (Niemcy, Dania)

Farny wiatrowe (zespół turbin wiatrowych ze wspólnym GPZ

Skupione (jeden obszar)

Rozległe (podzielone na kilka mniejszych obszarów)

Rys. 1. Klasyfikacja EW na potrzeby prognozowania produkcji energii elektrycznej

Utrzymującym się trendem w energetyce wiatrowej jest budowanie FW, a nie pojedynczych siłowni. Farmy składają się z zespołu od kilku do kilkunastu siłowni wiatrowych, podłączonych do stacji transformatorowej (400/110 kV). Obecnie moc znamionowa największej FW w Polsce sięga nawet 120 MW. Na podstawie literatury można wyróżnić trzy zasadniczo odmienne podejścia łączące prognozę wiatrową z mocą wyjściową siłowni [7], tj.: 1. Podejście fizykalne – oparte na samej naturze konwersji mocy strugi powietrza na moc elektryczną 2. Podejście statystyczne – opisujące związek pomiędzy prognozowanymi parametrami wiatru a wyjściową mocą elektryczną na drodze analizy statystycznej szeregów czasowych z przeszłości 3. Podejście „uczące” – wykorzystujące metody sztucznej inteligencji do uzyskania relacji pomiędzy prognozą wiatru a mocą oddawaną w postaci szeregów czasowych.

W celu uzyskania dokładniejszych prognoz stosuje się podejście hybrydowe, łączące ze sobą w jeden model zaprezentowane wcześniej podejścia. Pomimo dysponowania danymi oraz gotowymi modelami matematycznymi predykcja bez odpowiedniej wiedzy i doświadczenia może okazać się nieskuteczna, a z czasem kosztowna. W modelach hybrydowych wykorzystuje się różnego rodzaju dane, tj. podstawową zależność wielkości mocy od siły wiatru, charakterystykę mocy producenta, informacje o planowanych wyłączeniach z pracy EW oraz prognoz meteorologicznych (siły i kierunku wiatru, ciśnienia atmosferycznego i temperatury powietrza – uwzględniając dzięki temu porę roku). Wiedzę i doświadczenie można osiągnąć dzięki wieloletnim obserwacjom pracy źródeł wiatrowych. Podejście fizykalne obejmuje zestaw modeli uwzględniających: • warunki wiatrowe w badanej lokalizacji (dynamikę zmian) i wysokość gondoli siłowni

Rys. 2. Charakterystyki krzywych mocy pięciu siłowni wiatrowych w funkcji prędkości wiatru (pomiary w okresie letnim, przy dużej zmienności wiatru) [1]

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 140–148

• efekt wzajemnego oddziaływania masztów siłowni wiatrowych (przesłonięcie) • charakterystykę elektromechaniczną siłowni (krzywą mocy) • statystykę mocy wyjściowej. Istnieją metody uczenia i samouczenia pozwalające uzyskać celowe i skuteczne działanie nawet w sytuacji, kiedy twórca nie zna algorytmu, według którego można rozwiązać postawione zadanie. Sieć działa zawsze jako całość i poszczególne jej elementy mają wkład w realizację wszystkich czynności, które sieć realizuje. Jedną z konsekwencji takiego działania sieci jest jej zdolność do poprawnego działania, nawet przy niepełnych danych. 1.1. Rzeczywiste charakterystyki Dobór charakterystyki mocy (krzywej producenta) bez doświadczenia operatorskiego może okazać się trudny i niewystarczający. Rzeczywista charakterystyka mocy przez większą część roku nie pokrywa się z teorią. Do czynników utrudniających szacowanie mocy zaliczają się warunki wewnętrzne (m.in. struktura budowy farmy) oraz zewnętrzne (meteorologiczne), co widoczne jest w postaci rozrzutu mocy na rys. 2. Rozrzut mocy wynika z dynamiki zmiany kierunku wiatru, położenia gondoli i dynamiki płatów oraz braku okresowej kalibracji anemometrów. Zjawisko rozrzutu mocy występuje przeważnie w okresie letnim, kiedy wartość prędkości i kierunku wiatru zmienia się dynamicznie. Na rys. 2 przedstawiono krzywą mocy z rozrzutem mocy w zakresie pracy siłowni od 4 do 15 m/s. Punkty znajdujące się pod teoretyczną krzywą mocy (oznaczone niebieskimi kropkami) są zrozumiałe. Mniejsza moc, dla chwilowej prędkości wiatru, wynika z dynamiki zmiany kierunku wiatru, zmiany kąta położenia płatów (dużej bezwładności wirnika), zmiany kąta położenia gondoli, ograniczeń technicznych (np. wysokiej temperatury przekładni zębatej), a także z mechaniki urządzenia (tj. drgań mechanicznych płatów, wału generatora, wieży i innych elementów). Przyczyną jest również zmienność gęstości powietrza i wilgotności. Natomiast moc wygenerowana nad teoretyczną krzywą spowodowana jest dynamiką zmiany kierunku wiatru i gondoli, a również najprawdopodobniej błędem pomiarowym (np. rozregulowanym anemometrem lub brakiem okresowej kalibracji anemometru).

Rys. 3. Wartość średnia energii Pśr (największa kropka) 10-minutowa otrzymana z pomiarów dwusekundowych w funkcji chwilowej prędkości wiatru Vśr [1]

Rys. 4. Rzeczywista prędkość wiatru na rozległej FW [1]

Rozrzut mocy, która jest w trzeciej potędze, może wynikać także z dużej wartości chwilowej podmuchów wiatru. Wartości chwilowe mocy i prędkości wiatru uśredniane są za ostatnie 10 min i przekazywane do układu sterowania przetwarzającego wyniki pomiaru oraz gromadzącego uśrednione dane pomiarowe. Za przykład niech posłuży rys. 3, punkt pomiarowy (mniejsze kropki) to wartość energii za czas 2 sek. Na rys. 3 przedstawiono średnią wartość energii elektrycznej za ostatnie 10 min, na tle teoretycznej krzywej mocy, w funkcji chwilowej prędkości wiatru. Pśr oznacza średnią wartość energii po 10 min. Chwilowe wartości prędkości wiatru również zostały uśrednione Vśr. W efekcie średnia wartość mocy jest nad teoretyczną krzywą mocy producenta. Vstart oznacza startową prędkość turbiny wiatrowej, Vn – znamionową prędkość wiatru, Vmax

– wyłączeniową prędkość wiatru, P n – znamionową moc urządzenia. W zależności od wielkości prognozowanej farmy należy umiejętnie dobrać zmienne objaśniające. Dobór zmiennych ma duże znaczenie na dokładność prognozy. FW o mocy znamionowej 50 MW może zajmować powierzchnię nawet kilkunastu kilometrów kwadratowych. Farma może być podzielona na 2–3 mniejsze zespoły, podłączone wspólnie do jednej stacji transformatorowej. Podział FW na mniejsze dodatkowo utrudnia predykcję mocy. Dysponując danymi meteorologicznymi z jednego masztu pomiarowego, odległego od siłowni, dokładność predykcji może budzić wątpliwości. Trudność predykcji takich obiektów wynika z dużej różnicy chwilowych warunków meteorologicznych panujących na FW. Prędkość wiatru na rozległej FW może wahać się od 4 do 11 m/s. Za przykład posłużyć może rys. 4,

Rys. 5. Przebieg dobowo-godzinowy prognozowanej VwP (linia czerwona, przerywana) i rzeczywistej siły wiatru VwW całej FW (przykład niedokładnej prognozy pogody)

151

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 140–148

na FW. Wartość prędkości wiatru pomierzona na FW różni się od prognozowanej z odległego masztu pomiarowego. Na rys. 5 pokazano, jak dalece mogą różnić się wartości prognozowanej prędkości wiatru od rzeczywistej. Modele deterministyczne, służące do prognozowania pogody, z których korzystają firmy meteorologiczne, mogą wprowadzać w błąd. Niestety, bez odpowiedniego monitoringu w czasie rzeczywistym pracy FW jest się zmuszonym traktować prognozę pogody jako wiarygodną. Na rys. 6 przedstawiono dobrą prognozę siły wiatru. Dzięki wysokiemu współczynnikowi korelacji między prognozowaną prędkością wiatru a rzeczywistą – wynoszącemu 0,97 – można w miarę dokładnie oszacować energię elektryczną. Tak wysoka zależność informuje również o tym, że można w pewnym stopniu zaufać prognozom pogody, ale należy uwzględnić korekty podczas wprowadzania danych do modelu. Przyczyną powstawania błędów w prognozie mocy jest duża odległość posadowienia masztu pomiarowego (meteorologicznego) od FW. Błędna prognoza prędkości wiatru niesie ze sobą duże odchylenia prognozowanej mocy.

Rys. 6. Przebieg prognozowanej VwP (linia czerwona, przerywana) i rzeczywistej prędkości wiatru VwW całej FW (1 doba, przykład oczekiwanej prognozy pogody)

2. Modele prognostyczne Należy pamiętać, że celem poszukiwań użytecznego modelu prognostycznego nie jest użycie jak największej liczby parametrów, które jak najdokładniej opiszą zmienność szeregu czasowego. Wraz ze wzrostem liczby parametrów spada liczba stopni swobody i osłabia się moc stosowanych testów statystycznych. Z kolei zbyt duże dopasowanie szeregu może objąć opis nie tylko części procesu zwanej sygnałem, ale i losowego szumu, dla którego w skończonych próbach można dopatrywać się przypadkowych regularności [11]. Celem poszukiwań jest odkrycie takiego modelu, który za pomocą ograniczonej liczby statystycznie istotnych parametrów opisze najważniejsze cechy badanego przypadku.

Rys. 7. Charakterystyka mocy siłowni wiatrowej

na którym przedstawiono rzeczywiste prędkości wiatru na rozległej FW, zlokalizowanej w północnej części kraju [1, 2]. 1.2. Prognoza warunków meteorologicznych Dokładność prognoz mocy czynnej FW uwarunkowana jest od czynników meteorologicznych. Głównym elementem, który odgrywa znaczącą rolę w predykcji mocy, jest wartość prędkości wiatru. Ze względu na szeroką tematykę autorzy, przywołując przykłady, brali pod uwagę tylko jedną, najważniejszą wartość wpływającą na generację mocy – siłę wiatru. Istnieje wiele metod ekstrapolacji prędkości wiatru na poziom piasty. Obok przedstawiono wzór uzależniający parametr wiatru od tzw. długości szorstkości terenu (wysokości nad poziomem ziemi).

152

h Vh = v ⋅ n h ln 0 n ln

(1)

gdzie: Vh – prędkość wiatru na wysokości h [m/s], V – prędkość wiatru na wysokości h0 [m/s], h0 – wysokość usytuowania nadajnika prędkości wiatru [m], h – wysokość, dla której obliczana jest prędkość wiatru [m], n – szorstkość. W związku z tym, że prognoza pogody jest obarczona błędem pomiarowym, to również predykcja mocy będzie niedokładna. Ważne jest to, aby takich błędów popełniać jak najmniej w dłuższym horyzoncie czasowym. Dokładność prognozy siły wiatru obarczona jest błędem pomiarowym, ponieważ maszty pomiarowe nie są posadowione bezpośrednio

2.1. Model fizyczny Model fizyczny FW można zbudować jako model jednej zastępczej siłowni wiatrowej o odpowiednio dobranych parametrach albo jako złożenie modeli wielu pojedynczych siłowni. W drugim przypadku model byłby bardziej dokładny (przy dostępności parametrów), ale i bardziej złożony. Problemem może być określenie punktu pracy każdej siłowni (rys. 3). Model w postaci zastępczej siłowni ma niewątpliwą zaletę, jaką jest mniejsza liczba parametrów, a efekt uśredniania występujący na fizycznej farmie działa na korzyść tego modelu. Trudnością może być wybranie reprezentatywnych pobudzeń oraz określenie parametrów zastępczej siłowni [1, 2]. Model FW odtwarza moc farmy dla określonych wymuszeń, z których głównymi są prędkość i kierunek wiatru na wysokości gondoli. Można jako wymuszenie dla modelu farmy potraktować wiatr z najbliższej stacji meteorologicznej. Dokładność modelu, którego funkcją jest prognozowanie produkcji energii jest zadowalająca, gdy odległości między stacją meteorologiczną a lokalizacją EW jest mniejsza niż 10 km [2]. W ramach pracy zbadano przydatność modelu fizykalnego, gdy odległość ta nie przekracza 5 km.

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 140–148

Model FW zbudowano jako model zastępczej siłowni o mocy znamionowej równej sumie mocy pojedynczych siłowni, poddanej pobudzeniu w postaci wiatru z odległej lokalizacji masztu pomiarowego i ekstrapolowanego do wysokości piasty. Założono, że parametry powietrza jako wolnozmienne są stałe w czasie pomiędzy pomiarami. Uwzględniono zmiany gęstości powietrza, która zmieniała się o ponad 10% zarówno w okresie letnim (1,16 – 1,25 kg/m3), jak i zimowym (1,22 – 1,32 kg/m3 ). Przedstawiony model analityczny FW jest modelem prostym. Nie uwzględnia np. zjawiska przesłonięcia, co odbija się na dokładności. Konieczne okazało się uwzględnienie wpływu charakteru terenu wokół farmy na profil wiatru (2). Metoda analityczna jest więc jedną z metod, które mogą być stosowane do predykcji. Wymagają jednak dopasowania współczynników modelu do charakteru wiatru (dynamiki zmian, pory roku) oraz dobrej znajomości konkretnej farmy. Zróżnicowanie modeli i dopasowanie parametrów zmniejsza błąd do ok. 10%. Spotyka się propozycje stosowania odrębnych modeli dla dnia i nocy właśnie ze względu na inny charakter wiatru. Moc farmy wiatrowej jest sumą mocy poszczególnych elektrowni. Nawet jeżeli wszystkie są tego samego typu, to moc farmy nie jest wielokrotnością mocy jednej elektrowni, ponieważ poszczególne siłownie

są poddane różniącym się wymuszeniom. Moc siłowi o powierzchni omiatania A, przy prędkości powietrza V i gęstości r określona jest zależnością:

1 P = C p ⋅ ρ ⋅ A ⋅V 3 2

(2)

gdzie: Cp = f(l, b) jest współczynnikiem mocy zależnym od tzw. wyróżnika szybkobieżności l = ωR/V i kąta ustawienia łopat wirnika b. Zależnie od rodzaju elektrowni i sposobu jej sterowania parametry te kształtują charakterystykę P = f(V) elektrowni, której typowy kształt pokazano na rys. 7. Moc jest więc wynikiem nieliniowego przekształcenia prędkości wiatru oraz oddziaływania zakłóceń. Za prędkość wiatru przyjmuje się prędkość na wysokości osi wirnika. 2.2. Model regresji liniowej Prognozowanie mocy jako kombinacji liniowej mocy poprzedniej, średniej i trendów jest obarczone dużym błędem ze względu na nieliniową zależność mocy od wiatru (1). W przypadku mocy właściwsza byłaby regresja nieliniowa, ale biorąc pod uwagę jej dokładność i rozkład błędu, nie powinna być polecana. Metoda regresji liniowej może być natomiast z powodzeniem stosowana do predykcji wiatru, pod

Rys. 8. Moc FW (Pc) oraz moc przewidywana z modelu AR z okresem 3h (PCP3h) i 6h (PCP6h) oraz rzeczywista prędkość wiatru (Vt) w funkcji czasu [2]

Rys. 9. Struktura sieci neuronowej Elmana

warunkiem, że okres predykcji nie jest zbyt długi. Propozycje zawarte są m.in. w [1, 2], gdzie przewidywana prędkość wiatru jest funkcją liniową prędkości w chwilach poprzednich, średniej i trendu, np. model ARMA, jak poniżej:

1 n 2 ∑ (xi − x śr ) n − 1 i =1 p

j −1

k =G

(3)

Vt = ∑ a jVt −1 + ∑ bk Et − k

(4)

gdzie: Vt oznacza prędkość wiatru w chwili t, a E oznacza wartość średnią. Jeżeli właściciel FW nie dysponuje prognozą pogody dla lokalizacji, to może do prognozowania mocy zastosować metodę regresji liniowej. Na rys. 8 pokazano wyniki zastosowania tej metody do predykcji mocy z krokiem predykcji 3 i 6 godzin, zgodnie z modelem ARMA. 2.3. Model neuronowy Jak wynika z rozważań przeprowadzonych dla modelu analitycznego, każda FW ma pewne cechy szczególne, osobnicze. Uwzględnienie cech charakterystycznych jest konieczne w procesie modelowania FW. Poza takimi, które można ująć częściowo analitycznie, jak przesłonięcie czy pionowy profil wiatru, są też cechy, trudne do opisania zależnościami analitycznymi, jak rozkład wiatru na farmie. Mają one jednak wpływ na prędkość wiatru w danej lokalizacji i moc. Jako estymator, który może odtworzyć te cechy charakterystyczne, można wykorzystać sieć neuronową. Do zbudowania i weryfikacji modelu analitycznego, przedstawionego w poprzednim punkcie, nie jest wymagana duża liczebność zbioru danych. Na potrzeby skonstruowania, nauczenia i sprawdzenia sieci neuronowej potrzebny jest zbiór bardziej liczny. Na podstawie wcześniejszych analiz [1, 2, 9] do oceny przydatności neuronowego modelu farmy, na potrzeby niniejszego artykuły, wybrano sieć rekurencyjną Elmana. Wejściem modelu była siła wiatru (oznaczona na rys. 9 jako Input). Wcześniejsze badania [1, 2] wskazują, że w pewnych okresach, przy tzw. dynamicznej pogodzie, istotną rolę odgrywa też dynamika wiatru, ale w modelu neuronowym nie uwzględniono tego czynnika. W wyniku badań stwierdzono, że ani sieć jednowarstwowa, ani badana sieć wielowarstwowa nie okazały się wystarczająco dobrymi estymatorami. Doświadczenie pozwala jednak na stwierdzenie, że podobnie jak przy modelu analitycznym, tak i model neuronowy powinien mieć strukturę bardziej złożoną. Proponuje się uwzględnienie nie tylko wartości aktualnej wiatru, ale także wartości poprzednich, co pozwoli na odwzorowanie dynamiki wiatru oraz zmianę struktury na sieć rekurencyjną. Po badaniach wybrano sieć Elmana z rekurencją warstwy ukrytej. Sieć Elmana charakteryzuje się częściową rekurencją w postaci sprzężenia zwrotnego między warstwą ukrytą a warstwą wejściową. Na rys. 9 przedstawiono strukturę sieci Elmana, przy czym: Input(t) – liczba wejść zewnętrznych sieci, Hidden – liczba neuronów w warstwie ukrytej, Output – liczba neuronów wyjściowych sieci.

153

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 140–148

Rys. 10. Prognoza pogody o niskim stopniu sprawdzalności

W badaniach wykorzystano kilka algorytmów uczenia sieci, opartych na zasadzie wstecznej propagacji błędu. Najlepszą metodą uczenia okazała się metoda Levenberga-Marguardta (oznaczona w MATLAB-ie funkcją trainlm). Badania prowadzono na danych dużej FW położonej na jednolitym terenie, nie nad brzegiem morza, stąd zjawiska opisane dla poprzedniej farmy (m.in. duża składowa wiatru lokalnego latem) nie wystąpiły tak mocno. Do zbudowania modelu neuronowego użyto danych z dobrze opomiarowanej farmy i przy dostępności do dużej liczby danych. Uczenie sieci odbywało się na danych pochodzących z rzeczywistej FW, a więc prędkości wiatru z masztu pomiarowego na farmie i mocy farmy zmierzonej w GPZ. Dysponowano także mocą każdej siłowni. Na rys. 10–13 pokazano wyniki działania modelu, m.in. neuronowego. Na wejściu sieci podano przebieg rzeczywistej prędkości wiatru, a na wyjściu otrzymano prognozę mocy farmy. Podobne wyniki uzyskano dla kilku innych FW. Każda farma musi mieć swój model, z osobnym zbiorem danych uczących. 2.4. Porównanie wyników prognoz modeli prognostycznych Na rys. 10–13 porównano wyniki prognozy przy użyciu omówionych powyżej modeli prognostycznych. Kolorem czerwonym oznaczono prognozę mocy przy użyciu sieci (SSN), czarnym predykcję mocy modelu analitycznego (Analit), brązowym moc modelu regresyjnego (Reg), granatowym rzeczywistą produkcję mocy (Real), a niebieskim prognozowaną wartość siły wiatru (Vw).

Rys. 11. Prognoza pogody z wysokim stopniem sprawdzalności

2.5. Ocena błędu predykcji Zróżnicowany przyrost mocy EW powoduje, że błąd prognozy raz jest bliski 0%, a następnym razem przekracza 15%. Odrębnym tematem jest metoda liczenia błędu procentowego odchylenia prognozowanej mocy od rzeczywistej. W celu sprawdzenia skuteczności metod predykcji najczęściej wylicza się różnicę między zmienną prognozowaną a prognozą lub bezwzględny błąd prognozy. Pierwszą metodą jest znormalizowany względny błąd prognozy BP:

BP =

y t − y tP M

⋅ 100%

(5)

gdzie: yt – wykonanie mocy, ytP – prognoza mocy, M – moc znamionowa wszystkich EW.

Rys. 12. Prognoza pogody o niskim stopniu sprawdzalności

154

Dzięki tej metodzie (5) uzyskuje się informację, o ile mniej lub więcej energii elektrycznej wyprodukowała pojedyncza siłownia wiatrowa w chwilowych warunkach meteorologicznych, względem zastrzeżonych warunków producenta. Metoda umożliwia ocenę błędu odchylenia mocy rzeczywistej od teoretycznej siłowni wiatrowych. Metoda ta została opublikowana w wielu branżowych artykułach naukowo-technicznych i nie opracowano do tej pory lepszej. Drugą metodą jest bezwzględny błąd prognozy, który informuje o rzeczywistym błędzie prognozy EW. Błąd bezwzględny to różnica między wartością rzeczywistą a prognozowaną. W tab. 1 przedstawiono

Z. Prondziński, T. Rubanowicz | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 140–148

umożliwia zbudowanie skutecznego modelu prognostycznego. Dostęp do historycznych, rzeczywistych warunków wiatrowych daje możliwość oceny dokładności prognozy pogody danego obiektu. Na podstawie powyższego można wnioskować, że im dokładniejsza prognoza, tym mniejsze koszty funkcjonowania uczestników na RB. Dokładna predykcja mocy wytwórczych pojedynczych turbin i farm wiatrowych zmniejszy wielkość zakupu/sprzedaży energii na RB, a także pozwoli lepiej wykorzystać potencjał związany z produkcją energii elektrycznej przez EW. Bibliografia

Rys. 13. Prognoza pogody z wysokim stopniem sprawdzalności

wartości średnie błędów odchylenia mocy prognozowanej od rzeczywistej. Średni błąd względny [%]

Średni błąd bezwzględny

Analityczna

9,6%

5,7771

Regresyjna

8,6%

4,7093

Neuronowa

9,2%

5,1759

Metoda prognostyczna

Tab. 1. Wartości błędów odchylenia mocy prognozowanej od rzeczywistej

3. Wnioski końcowe W ramach pracy przebadano trzy struktury estymatorów mocy FW: fizycznego, regresyjnego i neuronowego. Z badań wynika, że każdy model prognostyczny można wykorzystywać na potrzeby predykcji mocy wytwórczej elektrowni wiatrowych. Model oparty na metodach regresji liniowej nie może być stosowany jako model podstawowy, ze względu na malejącą korelację wiatru w dłuższym horyzoncie czasowym. Model oparty na opisie zjawisk fizycznych

może być skutecznym narzędziem predykcji, ale wymaga wielu parametrów, które nie zawsze są zidentyfikowane, oraz dokładnej wiedzy o farmie, jak topologia terenu czy topologia farmy. Nie jest wymagana duża liczba danych do weryfikacji modelu. Model analityczny może być estymatorem mocy farmy, nawet gdy dane o wietrze pochodzą z lokalizacji odległej o kilka kilometrów. Sieć neuronowa rekurencyjna jest dobrym estymatorem mocy FW. Potrafi odtworzyć cechy charakterystyczne farmy, wymaga jednak dużego zbioru danych uczących. Jakość prognozowania mocy zależy nie tylko od modelu mocy, ale także od jakości prognozy pogody. Chcąc uzyskać większą dokładność predykcji mocy FW, można zbudować model hybrydowy poprzez połączenie ze sobą „doświadczonego” modelu analitycznego z modelem neuronowym. SSN to systemy, które mają zdolność generalizacji, rozpoznawania i analizy danych, z którymi wcześniej nie miały do czynienia. Oczywistym faktem jest, że człowiek nie dysponuje takimi umiejętnościami obliczeniowymi jak SSN, a SNN nie zastąpi w pełni człowieka. Należy jednak pamiętać, że umiejętne wykorzystanie wiedzy eksperckiej i znanychwliteraturzenarzędzimatematycznych

1. Bogalecka E., Rubanowicz T., Neuronowy model mocy farmy wiatrowej, Mechanik 2010, nr 7, s. 579–586. 2. Bogalecka E., Rubanowicz T., Analiza charakterystyk parku wiatrowego, Wiadomości Elektrotechniczne 2010, nr 2, s. 15–20. 3. Dobrzyński K., Przegląd systemów przeznaczonych do predykcji mocy wytwórczej w farmach wiatrowych, materiały konferencji „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, Jurata 2009. 4. Giebel G. i in., Short-term Forecasting Using Advanced Physical Modelling, EWEC, Anemos Physical Modelling, 2006-02-08, The Results of the Anemos Project, Athens 2006. 5. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, IRiESP, Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi [online], www.pse-operator.pl. 6. Joensen A., Short – term wind Power prediction, Ph.D. Thesis No. 108. 7. Malko J., Predykcja mocy wytwórczych elektrowni wiatrowych, Przegląd Elektrotechniczny 2008, nr 9. 8. Parkers J., Tindal A., Forecasting Short Term Wind Farm Production in Complex Terrain, Garrard Hassan and Partners Ltd. [online], www.gl-garradhassan.com. 9. Rubanowicz T., Metody predykcji produkcji mocy parku wiatrowego, Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2008, nr 25. 10. Strona internetowa CIRE.pl, która jest pod nadzorem Agencji Rynku Energii SA [online], http://www.rynek-bilansujacy.cire.pl/. 11. Strona internetowa [online], www.gszafranski.w.interia.pl.

Zbigniew Prondziński

mgr inż. ENERGA-OBRÓT SA e-mail: zbigniew.prondzinski@energa.pl Absolwent Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, kierunek elektroenergetyka. Ukończył studia podyplomowe z zakresu zarządzania finansami przedsiębiorstw oraz uzyskał dyplom MBA. Posiada uprawnienia maklera giełd towarowych. Od 1996 roku związany z branżą energetyczną. Zatrudniony w spółce ENERGA-OBRÓT SA na stanowisku dyrektora departamentu operatora handlowo-technicznego. Jego obszar zainteresowań to przede wszystkim funkcjonowanie rynku energii elektrycznej oraz paliwa gazowego.

Tomasz Rubanowicz

mgr inż. ENERGA-OBRÓT SA e-mail: tomasz.rubanowicz@energa.pl Absolwent Wojskowej Akademii Technicznej w Warszawie (2006), kierunek mechatronika. Podjął studia doktoranckie na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Jeszcze w trakcie studiów rozpoczął pracę w firmie Elektrownie Wiatrowe SA, zajmującej się rozwojem projektów farm wiatrowych, w której to po raz pierwszy spotkał się z tematyką prognozowania mocy wytwórczej elektrowni wiatrowych. Obecnie pracuje w ENERGA-OBRÓT SA, gdzie zajmuje się zawodowo m.in. predykcją mocy wytwórczej elektrowni wiatrowych. Do obszarów jego zainteresowań naukowo-badawczych i zawodowych należą: zastosowanie metod sztucznej inteligencji na potrzeby prognozowania dynamiki generacji odnawialnych źródeł energii, rynek energii elektrycznej i paliwa gazowego, technologia morskiej energetyki wiatrowej.

155

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 156–161

Energy and Economic Effectiveness of Electricity Generation Technologies of the Future

Author Bolesław Zaporowski

Keywords power plant, combined heat and power plant, energy effectiveness, economic effectiveness

Abstract The paper presents the analysis of energy and economic effectiveness of electricity generation technologies of the future in: system power plants, large and medium scale combined heat and power (CHP) plants, and small scale power plants and CHP plants (distributed sources). For particular generation technologies were determined the quantities characterizing their energy effectiveness, unitary emission of CO2 (kg CO2/kWh) and unitary discounted electricity generation costs of 2013.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014214

1. Introduction One of the prerequisites for maintaining security of electricity supplies to the consumers is maintaining balance between the demand for electricity and peak load on one side, and availability of generating capacity in the National Power System (NPS) on the other [1]. Comparison between the current condition and structure of generating sources in the NPS, demand for electricity and peak power load, and finally demand and load increases forecasted for the upcoming years, indicate that the Polish electric power industry urgently needs investment in new generating capacities. According to the European Union’s energy policy [2, 3, 4] and more general global tendencies [5], those new generating sources should be characterised by high energy effectiveness, low emissions and high economic effectiveness. Development of generating sources in the Polish electric power industry should take into account security of supplies of primary energy to the generation sector, primarily by aiming to reach appropriate level of fuel diversification and related modern technology structure of generating units. Energy policy of the state should also provide support to the electricity generated at plants based on renewable energy sources and at combined heat and power plants, especially distributed ones, although this support should be implemented only for a limited period. Instruments for supporting electricity generated at renewable sources should vary according to the output of a source in question and type of renewable energy source used. Generally those instruments should be based on thorough analysis of their energy and economic effectiveness. Yet selection of technologies for new

156

generating sources in a longer time perspective must be solely based on economic criterion taking into account total power generation costs, including environmental costs. This paper focuses on comparative analysis of energy and economic effectiveness of technologies which might be implemented in the Polish electric power industry in the future.

2. Electricity generation in Poland On 31 December 2012 total installed capacity of generating sources within the NPS was 38,292 MW, while maximum possible output was 38,117 MW [6]. Yet a considerable share of generating capacity, installed at power plants and CHP plants with a total output exceeding 9000 MW, had been in operation for more than 30 years, and their total operating time had exceeded 200 thousand hours. For that reason it may be expected that many of such sources will be phased out or shut down for upgrades during upcoming years. In 2012 electricity generation in Poland amounted to 161.9 TWh, including 87.47% at power plants and CHP plants fired with hard coal and lignite, 3.48% at sources using natural gas, 4.89% at biogas- and biomass-fired sources (including 4.55% as co-firing with coal), 1.26% at run-of-the-river hydroelectric plants and 2.90% at wind power plants [6]. Volumes of electricity generated in Poland in 1938–2012 are presented in Fig. 1; electricity generation and gross consumption, as well as gross consumption growth figures in 2001–2012 are shown in Tab. 1 [7].

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 156–161

121.9

140

163.5

3. Small power plants and CHP plants

161.9

157.4

155.3

151.7

161.7

154.2

156.9

151.6

145.6

144.1

145.2

142.1

142.8

143.2

142.8

136.3

160

139

180

159.5

[T Wh]

3.1. System power plants Four technologies were selected for the analysis of energy and economic effectiveness of future generation technologies at system (baseload) power plants: supercritical (ultra-supercritical) steam unit fired with lignite, supercritical (ultra-supercritical) steam unit fired with hard coal, high-output gas-steam unit (combined cycle gas turbine unit, CCGT) with a triple-pressure heat recovery steam generator (HRSG) fired with natural gas and a generation III nuclear power unit with a pressurised water reactor (PWR). It was assumed that the technology utilised in supercritical (ultra-supercritical) steam power units is the only one available for electricity generation from coal, which is both fully mature in commercial scale, and characterised by high energy effectiveness. Gas-steam units integrated with coal gasification (Integrated Coal Gasification Combined Cycle, IGCC) have not reached commercial maturity yet. Construction of new demonstration IGCC plants still involves a search for optimum process solutions. The parameter which characterises energy performance of a power plant is its efficiency. An important parameter which describes its environmental footprint is specific CO2 emission (kg CO2/kWh). Values of those parameters for selected generation technologies in system power plants are presented in Tab. 3.

120

64.5

100 80

29.3

9.4

5.8

3.9

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1990

1980

1970

1960

1950

1946

1938

Fig. 1. Electricity generation in Poland 1938–2012

Electricity generation in Poland during that period was greatly influenced by excess of export over import, especially in 2011 and 2012. Average annual growth of electricity consumption in Poland in 2001-2012 was 1.37%. Further analyses were based on the assumption that annual average growth of gross electricity consumption until 2030 would be 1.35%. Gross electricity consumption in Poland estimated for 2015, 2020, 2025 and 2030, together with required new generation capacities in the power system are presented in Tab. 2. Capacity of new required investment projects (newly commissioned generation sources), taking into account the expected phase out of some units operating in 2012, depends on the type of new plants being built (expected utilisation time of nominal capacity at a specific plant type).

Y ear

Parameter

2015

2020

2025

No.

2030

Forecasted gross electricity consumption [TWh]

166.4

177.9

190.3

203.5

Required maximum output (installed capacity) [MW]

38,000

39,500

41,700

44,700

Forecasted available capacity of sources operating in 2012 [MW]

35,500

29,700

25,700

25,900

Required new investments [MW]

2,500

9,800

16,000

25,900

Efficiency (gross) [%]

Specific CO2 emission [kg CO2/kWh]

Supercritical steam unit fired with lignite

0.868

Supercritical steam unit fired with hard coal

0.685

CCGT fired with natural gas

0.341

Nuclear power unit of generation III (PWR)

–

Tab. 3. Energy performance indicators for system power plants

3.2. Large and medium CHP plants Five technologies were selected for the analysis of energy and economic effectiveness of future technologies for large and medium (high- and medium-output) CHP plants: supercritical (ultra-supercritical) steam CHP unit fired with hard coal, large gas-steam CHP unit with a triple-pressure HRSG fired with natural gas, medium CHP unit with a dual-pressure HRSG fired with

Tab. 2. New capacity required by the national power system in 2015, 2020, 2025 and 2030

Year

Technology

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Electricity generation [ TWh]

145.6

144.1

151.6

154.2

156.9

161.7

159.5

155.3

151.7

157.4

163.5

161.9

Gross electricity consumption [TWh]

138.9

137.1

141.5

144.9

145.7

150.7

154.1

154.6

149.5

156.1

158.3

159.1

–1.32

3.22

2.40

0.61

3.40

2.26

0.35

–3.30

4.38

1.38

0.51

Gross consumption growth [%]

Tab. 1. Electricity generation and gross consumption in Poland 2001–2012 157

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 156–161

natural gas, medium- steam CHP unit fired with biomass and an IGCC CHP unit fired with biomass. Values of the following parameters were calculated for large and medium CHP units technologies, to characterise their energy performance: efficiency of electricity generation in cogeneration mode, efficiency of heat generation in cogeneration mode, primary energy savings and specific CO2 emission (kg CO2/kWh). Calculation results are presented in Tab. 4.

3.3. Small CHP plants and power plants Nine technologies were selected for the analysis of energy and economic effectiveness of future distributed power generation sources (low-output plants): wind power plant, small hydroelectric plant, photovoltaic (PV) power plant, open cycle gas turbine (OCGT) CHP plant fired with natural gas, gas engine CHP plant fired with natural gas, Organic Rankine Cycle (ORC) CHP plant fired with biomass, CHP plant with integrated biological biomass conversion and a CHP unit with integrated biomass gasification. Values of the following parameters were calculated for lowoutput CHP technologies to characterise their energy performance: efficiency of electricity generation in cogeneration mode, efficiency of heat generation in cogeneration mode and primary energy savings. Calculation results are presented in Tab. 5.

It was assumed that economic effectiveness of analysed power generation technologies for system power plants, large and medium CHP plants, and small power and CHP plants (distributed sources) is characterised by electricity generation unit cost discounted for 2013. Electricity generation discounted unit costs at power plants were calculated with the following formula [8]:

Technology

Efficiency of electricity generation in cogeneration mode [%]

Efficiency of heat generation in cogeneration mode [%]

Primary energy savings [%]

Specific CO2 emission [kg CO2/ kWh]

Supercritical steam CHP unit fired with hard coal

39.2

40.8

25.2

0.616

Gas-steam CHP unit with triple-pressure HRSG fired with natural gas

53.01

26.99

24.54

0.287

Gas-steam CHP unit with dual-pressure HRSG fired with natural gas

48.64

31.36

22.44

0.302

Steam CHP unit fired with biomass

28.50

32.50

19.45

–

Gas-steam CHP unit integrated with biomass gasification

41.78

38.22

41.54

–

Tab. 4. Energy performance indicators of CHP plants

158

Technology

Efficiency of heat generation in cogeneration mode [%]

Primary energy savings [%]

CHP OCGT plant fired with natural gas

31.20

53.49

16.27

Gas engine CHP plant fired with natural gas

36.00

48.50

18.78

Biomass ORC CHP plant

14.14

68.36

18.25

Biomass steam CHP plant

18.45

64.00

23.27

Biomass CHP plant with integrated biological conversion

26.00

31.00

12.92

Biomass CHP plant with integrated biomass gasification

27.45

54.00

31.49

Tab. 5. Energy performance indicators of small CHP plants

t =s

ke =

∑ Ct (1 + p )

−1

t = m +1 t =s

(1)

∑ Et (1 + p )

−1

t = m +1

Unit discounted costs of electricity generation at CHP plants were calculated with a following formula [8]:

4. Economic effectiveness analysis

No.

Efficiency of electricity generation in cogeneration mode [%]

t =s

∑ (Ct − H t )(1 + p )

−1

ke = t = m +1t = s

(2)

∑ Et (1 + p )

t = m +1

−1

where: Ct – annual cost of a power or CHP plant Ht – annual heat sales revenues Et – annual electricity production m – plant construction time in years n – operation time in years s = m + n – total economic cycle in years, p – discount rate. Calculation of unit discounted costs of electricity generationat power plants and CHP plants was based on input values of energy performance indicators of individual technologies (Tab. 3–5) and: • construction time of system power plants: nuclear – 6 years, coal fired – 4 years, CCGT fired with natural gas – 2 years • construction time of a large and medium CHP plant fired with coal: 4 years, CHP CCGT fired with natural gas: 2 years • construction time of a biomass-fired small CHP plant: 2 years • utilisation time of nominal capacity for nuclear power plants – 7000 h/yr, for coal-fired steam power plants – 6400 h/yr, wind power plants – 1550 h/yr, hydroelectric plants – 2770 h/yr and photovoltaic plants – 900 h/yr • utilisation time of nominal electrical capacity for large and medium CHP plants: 6400 h/yr, utilisation time of nominal heat capacity in cogeneration: 4400 h/yr • utilisation time of nominal electrical and heat capacity for small CHP plants: 6400 h/yr • heat sales price: 31.56 PLN/GJ

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 156–161

• rate of discount: for nuclear power plants – 8.5%, for coal-fired power and CHP plants – 8%, for CCGT power and CHP plants fired with natural gas – 7.5%, for distributed sources – 7% • equity share in investment cost: 20%. Annual costs for power and CHP plants included: capital cost, fuel cost, maintenance cost, operation cost and environmental costs (CO2 emissions). Calculation of unit electricity generation cost discounted for 2013 was performed in two variants: excluding and including cost of CO2 emission allowances. It was assumed that the average purchase cost of CO2 emission allowances throughout the next 28 years, i.e. until 2040, would be 160 PLN/Mg CO2 (ca. 40 EUR/Mg CO2). Calculation results are shown in Fig. 2 and 3.

5. Conclusions 1. Throughout the next 10 years hard coal and lignite must remain the strategic fuel for system power plants in Poland. The only commercially mature solution for coal-based electricity generation, which is characterised by high energy efficiency and the lowest generation cost is the technology of supercritical (ultra-supercritical) steam units. During the next 10 years it will be necessary to build around eight power units fired with

Capital costs Maintenance costs

hard coal or lignite in Poland; their total capacity will be ca. 7000 MW. 2. Unit cost of electricity generation at system CCGT plants fired with natural gas, discounted for 2013 – at current natural gas prices for large consumers, which is around 36.3 PLN/GJ – would be around 308 PLN/MWh, and after adding the fee for CO2 emission allowances – ca. 363 PLN/MWh. For that reason investment decisions concerning construction of such system power plants in Poland should be postponed until the issues of potential deposits of shale gas in Poland and possibilities of exploiting them are fully clarified. 3. After 2023, when the obligation of purchasing CO2 emission allowances will be fully implemented in Poland, it will be necessary for environmental reasons, and justified by economic reasons and diversification considerations to introduce nuclear power for system electricity generation. Electricity sales price on the competitive market around 2025 will probably approach the value of 350 PLN/MWh, thus ensuring feasibility and technical competitiveness to nuclear power plant projects. 4. Combined heat and power technologies should be widely developed in Poland, as they provide an effective method for saving primary energy, lowering CO2 emissions and reducing

Fuel costs Operation costs

Average electricity sales price on the competitive market in 2012

Fig. 2. Electricity generation discounted unit costs at system power plants, large and medium CHP plants, and small power and CHP plants [PLN/MWh] for: 1) lignite-fired supercritical steam power plant, 2) hard coal-fired supercritical steam power plant, 3) natural gas-fired CCGT power plant, 4) PWR nuclear power plant, 5) hard coal-fired supercritical steam CHP plant, 6) natural gas-fired CCGT CHP plant with a triple-pressure HRSG, 7) natural gas-fired CCGT CHP plant with a dual-pressure HRSG, 8) biomass-fired medium steam CHP plant, 9) biomass-fired IGCC CHP plant, 10) wind power plant, 11) small hydroelectric plant, 12) PV power plant, 13) natural gas-fired OCGT CHP plant, 14) natural gas-fired gas engine CHP plant, 15) biomass-fired ORC CHP plant, 16) small biomass-fired steam CHP plant, 17) CHP plant with integrated biological biomass conversion, and 18) CHP unit with integrated biomass gasification, excluding CO2 emission cost 159

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 156–161

electricity generation costs. For very large CHP plants (with a thermal output in cogeneration of 300–500 MW) a technology characterised by the lowest electricity generation cost discounted for 2013 is a supercritical steam unit fired with hard coal (ca. 206 PLN/MWh). The cost for this type of plant will also remain the lowest after the introduction of CO2 emission charges (ca. 309 PLN/MWh). For large and medium CHP plants (with thermal output in cogeneration of 50–300 MW) the cogeneration units characterised by the lowest electricity generation cost discounted for 2013 are large and medium gas-steam CHP plants fired with natural gas [9]. However, throughout the next 5–10 years electricity generated at natural gas-fired CHP plants must be supported by yellow certificates. If the green certificates are maintained, a competitive technology for medium CHP plants is also biomass-fired steam units. Approximately 20 years from now, CHP IGCC units fired with biomass could reach commercial maturity. This technology is characterised by considerably higher energy efficiency (Tab. 4), but only slightly higher electricity generation costs than a steam unit fired with biomass. 5. Among technologies for small (distributed) sources, electricity

Capital costs

Fuel costs

Maintenance costs

Environmental costs

generation costs are lowest for small gas-fired CHP units, especially open cycle gas turbine units (ca. 322 PLN/MWh). 6. A very important task for the state’s energy policy during the upcoming years will be stimulating development of electricity sources based on renewable energy sources, especially wind power, biomass and solar power generation. Specific electricity generation cost discounted for 2013 for wind power plants is high, exceeding 400 PLN/MWh. Yet green certificates ensure profitability of this technically mature technology. As for the biomass utilisation at distributed plants, the situation is complex. First of all, there are no prospective generation technologies available yet. Commercial maturity has only been reached by technologies utilising biomass combustion in small CHP plants and Organic Rankine Cycle (ORC), which are both characterised by poor energy efficiency (Tab. 5) and resulting high electricity generation costs (480-490 PLN/MWh). Economic effectiveness of CHP plants with integrated biological conversion of chemical energy of biomass is similar. Technology utilised at low-output CHP plants integrated with biomass gasification however, has only reached the stage of

Maintenance costs

Average electricity sales price on the competitive market in 2012

Fig. 3. Specific, discounted electricity generation costs at system power plants, large and medium CHP plants, and small power and CHP plants [PLN/MWh] for: 1) lignite-fired supercritical steam power plant, 2) hard coal-fired supercritical steam power plant, 3) natural gas-fired CCGT power plant, 4) PWR nuclear power plant, 5) hard coal-fired supercritical steam CHP plant, 6) natural gas-fired CCGT CHP plant with a triple-pressure HRSG, 7) natural gas-fired CCGT CHP plant with a dual-pressure HRSG, 8) biomass-fired medium-output steam CHP plant, 9) biomass-fired IGCC CHP plant, 10) wind power plant, 11) small hydroelectric plant, 12) PV power plant, 13) natural gas-fired OCGT CHP plant, 14) natural gas-fired gas engine CHP plant, 15) biomass-fired ORC CHP plant, 16) small biomass-fired steam CHP plant, 17) CHP plant with integrated biological biomass conversion, and 18) CHP unit with integrated biomass gasification, including CO2 of 160 PLN/Mg 160

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | 156–161

pilot plants and has highest electricity generation costs (exceeding 500 PLN/MWh). Both small CHP plants integrated with biological conversion, and those with biomass gasification could reach much higher economic effectiveness (reduced electricity generation costs) in the case of being fuelled with waste biomass from agricultural production or waste water treatment. Their share in national power generation however is limited. REFERENCES

1. Directive 2005/89/EC of the European Parliament and of the Council of 18 January 2006 concerning measures to safeguard security of electricity supply and infrastructure investment OJ L 33, 2006, pp. 22–27. 2. Directive 2012/27/EU of the European Parliament and of the Council of 25 October 2012 on energy efficiency, OJ L 315, 2012, pp. 1–56. 3. Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC, OJ L 140, 5.6.2009, pp. 16–62.

4. Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EEC, OJ L 52, 2004, pp. 50–63. 5. Chmielniak T., Szanse i bariery w rozwoju technologii energetycznych paliw kopalnych [Opportunities and Barriers of Fossil-fired Power Plants], Polityka Energetyczna 2011, Vol. 14, No. 2, pp. 23–34. 6. Informacja statystyczna o energii elektrycznej [Statistical information about electricity], Agencja Rynku Energii SA [The Energy Market Agency], 2012, No. 12. 7. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2011 [Polish Electric Power Statistics], Agencja Rynku Energii SA [The Energy Market Agency], Warsaw 2012. 8. Zaporowski B., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej [Analysis of the cost of electricity generation], Polityka Energetyczna 2008, Vol. 11, No. 1, pp. 531–542. 9. Zaporowski B., Energy and economic effectiveness of gas-steam combined heat and power plants fired with natural gas, Archiwum Energetyki 2012, Vol. XLII, No. 1, pp. 123–137.

Bolesław Zaporowski Poznan University of Technology e-mail: boleslaw.zaporowski@put.poznan.pl Graduate of Poznan University of Technology. Completed postgraduate course in nuclear power engineering at Warsaw University of Technology. Participant of scientific internship programmes at: Krzhizhanovsky Power Engineering Institute in Moscow, Brno University of Technology, University of Bologna, Eindhoven University of Technology and Sapienza University of Rome. Former head of the Division of Power Plants and Energy Management at the Institute of Electrical Power Engineering, Poznan University of Technology (1975–2006) and former dean of the Faculty of Electrical Engineering of the same university (twice: 1987–1990 and 1996–2002). His scientific activity is primarily focused on electricity generation technologies in power and CHP plants. He is an author and co-author of almost 200 published scientific studies in this field, of those more than 70 abroad.

161

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 156–161

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 156–161. When referring to the article please refer to the original text. PL

Efektywność energetyczna i ekonomiczna perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej Autor

Bolesław Zaporowski

Słowa kluczowe

elektrownia, elektrociepłownia, efektywność energetyczna, efektywność ekonomiczna

Streszczenie

W artykule przedstawiono analizę efektywności energetycznej i ekonomicznej perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych, elektrociepłowniach dużej i średniej mocy oraz w elektrowniach i elektrociepłowniach małej mocy (źródłach rozproszonych). Do analizy wybrano cztery technologie dla elektrowni systemowych, pięć technologii dla elektrociepłowni dużej i średniej mocy oraz dziewięć technologii dla elektrowni i elektrociepłowni małej mocy. Dla poszczególnych technologii wyznaczono wielkości charakteryzujące ich efektywność energetyczną, jednostkową emisję CO2 (kgCO2/kWh) oraz jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej, z uwzględnieniem kosztów uprawnień do emisji CO2.

162

2. Produkcja energii elektrycznej w Polsce Moc zainstalowana źródeł wytwórczych w KSE 31 grudnia 2012 roku wynosiła 38 292 MW, a moc osiągalna 38 117 MW [6]. Jednak znaczna liczba jednostek wytwórczych, zarówno w elektrowniach, jak i elektrociepłowniach, o łącznej mocy powyżej 9 tys. MW, pracuje w KSE już od ponad 40 lat, a czas ich pracy przekroczył 200 tys. godzin. Dlatego w najbliższych latach należy spodziewać się wycofywania znacznej ich liczby z ruchu lub odstawiania do modernizacji. W 2012 roku produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniosła 161,9 TWh, w tym w elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych: węglem kamiennym i brunatnym 87,47%, gazem ziemnym 3,48%, biomasą i biogazem 4,89% (w tym we współspalaniu z węglem 4,55%), w elektrowniach wodnych przepływowych 1,26% i w elektrowniach wiatrowych 2,90% [6]. Wartości produkcji energii elektrycznej w Polsce

w latach 1938–2012 przedstawiono na rys. 1, a wartości produkcji energii elektrycznej oraz jej zużycia brutto i przyrostu zużycia brutto w latach 2001–2012 w tab. 1 [7]. Na wielkość produkcji energii elektrycznej w tym okresie w Polsce znaczny wpływ miała nadwyżka jej eksportu nad importem, szczególnie w roku 2011 i 2012. Średnioroczny przyrost zużycia energii elektrycznej brutto w Polsce w latach 2001–2012 wynosił 1,37%. Do dalszych analiz przyjęto założenie, że średnioroczny przyrost zużycia energii elektrycznej brutto do 2030 roku wyniesie 1,35%. Przewidywane w związku z tym zużycie energii elektrycznej brutto w Polsce w latach 2015, 2020, 2025 i 2030 oraz wymagane nowe moce wytwórcze w systemie elektroenergetycznym przedstawiono w tab. 2. Wielkość wymaganych nowych inwestycji (oddanych do eksploatacji nowych mocy wytwórczych), po uwzględnieniu przewidywanego wycofywania z eksploatacji części pracujących w 2012 roku jednostek wytwórczych, jest

121,9

140

163,5

161,9

157,4

155,3

151,7

161,7

154,2

156,9

151,6

145,6

144,1

145,2

142,1

142,8

143,2

142,8

136,3

160

139

180

159,5

[T Wh]

120

64, 5

100 80

29, 3

9,4

5,8

3,9

Rys. 1. Produkcja energii elektrycznej w Polsce w latach 1938–2012

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1990

1980

1970

1960

1950

1946

0 1938

1. Wprowadzenie Jednym z warunków zapewnienia bezpieczeństwa dostawy energii elektrycznej do odbiorców jest utrzymywanie równowagi między zapotrzebowaniem na energię elektryczną i moc szczytową a dostępnością mocy wytwórczych w Krajowym Systemie Energetycznym (KSE) [1]. Porównanie obecnego stanu i struktury mocy źródeł wytwórczych w KSE oraz zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową, a także przewidywanego w najbliższych latach jego wzrostu, wskazuje, że w polskiej elektroenergetyce pilnie są potrzebne nowe inwestycje źródeł wytwórczych. Zgodnie z polityką energetyczną Unii Europejskiej [2, 3, 4] oraz tendencjami ogólnoświatowymi [5] powinny to być źródła charakteryzujące się wysoką efektywnością energetyczną i niską emisyjnością oraz wysoką efektywnością ekonomiczną. Rozwój źródeł wytwórczych w polskiej elektroenergetyce powinien brać pod uwagę bezpieczeństwo dostaw energii pierwotnej do sektora wytwarzania, przede wszystkim przez dążenie do uzyskania odpowiedniego stopnia dywersyfikacji paliw i związanej z nią nowoczesnej struktury technologicznej źródeł wytwórczych. Polityka energetyczna państwa powinna przy tym wspierać na rynku, ale tylko przez okres przejściowy, energię elektryczną wytwarzaną w źródłach wykorzystujących odnawialne źródła energii oraz kogeneracyjnych, w tym szczególnie rozproszonych. Instrumenty wspierania na rynku energii elektrycznej, wytwarzanej w źródłach wykorzystujących odnawialne źródła energii, powinny być zróżnicowane w zależności od mocy źródła i rodzaju wykorzystywanego odnawialnego źródła energii i oparte na pogłębionej analizie ich efektywności energetycznej i ekonomicznej. Wybór technologii dla nowych źródeł wytwórczych w długiej perspektywie czasowej musi być jednak oparty tylko na kryterium ekonomicznym, którego podstawą jest znajomość przewidywanych, całkowitych kosztów wytwarzania energii elektrycznej, łącznie z kosztami środowiskowymi. Niniejszy artykuł jest poświęcony analizie porównawczej efektywności energetycznej oraz ekonomicznej perspektywicznych technologii dla polskiej elektroenergetyki.

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 156–161

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Produkcja energii elektrycznej [ TWh]

Rok

145,6

144,1

151,6

154,2

156,9

161,7

159,5

155,3

151,7

157,4

163,5

161,9

Zużycie energii elektrycznej brutto [TWh]

138,9

137,1

141,5

144,9

145,7

150,7

154,1

154,6

149,5

156,1

158,3

159,1

–1,32

3,22

2,40

0,61

3,40

2,26

0,35

–3,30

4,38

1,38

0,51

Przyrost zużycia brutto [ %]

Tab. 1. Produkcja i zużycie energii elektrycznej brutto w Polsce w latach 2001–2012

Lata

2015

2020

2025

2030

Przewidywane zużycie energii elektrycznej brutto [TWh]

166,4

177,9

190,3

203,5

Wymagana moc osiągalna (zainstalowana) [MW]

38 000

39 500

41 700

44 700

Przewidywana moc osiągalna w istniejących w 2012 roku jednostkach wytwórczych [MW]

35 500

29 700

25 700

18 800

Wymagane nowe inwestycje [MW]

2 500

9 800

16 000

25 900

Wielkość

Tab. 2. Wymagane nowe moce wytwórcze w systemie elektroenergetycznym w latach 2015, 2020, 2025 i 2030

Lp.

Technologia

Sprawność brutto [%]

Jednostkowa emisja CO2 [kg CO2/kWh]

Blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem brunatnym

0,868

Blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym

0,685

Blok gazowo-parowy opalany gazem ziemnym

0,341

Blok jądrowy z reaktorem PWR III generacji

–

4 Blok jądrowy z reaktorem PWR III generacji 36 Tab. 3. Wielkości charakteryzujące efektywność energetyczną elektrowni systemowych

Lp.

Technologia

Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu [%]

Sprawność wytwarzania ciepła w skojarzeniu [%]

Oszczędność energii pierwotnej [%]

Jednostkowa emisja CO2 [kg CO2/ kWh]

Ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym

39,2

40,8

25,2

0,616

Ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym

53,01

26,99

24,54

0,287

Ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym

48,64

31,36

22,44

0,302

Ciepłowniczy blok parowy opalany biomasą

28,50

32,50

19,45

–

Ciepłowniczy blok gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy

41,78

38,22

41,54

–

Tab. 4. Wielkości charakteryzujące efektywność energetyczną elektrociepłowni dużej i średniej mocy

zależna od rodzaju nowo budowanych jednostek wytwórczych (przewidywanego czasu wykorzystania mocy zainstalowanej poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych).

3. Analiza efektywności energetycznej 3.1. Elektrownie systemowe Do analizy efektywności energetycznej i ekonomicznej perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych wybrano

cztery technologie: blok parowy na parametry nadkrytyczne (ultranadkrytyczne) opalany węglem brunatnym, blok parowy na parametry nadkrytyczne (ultranadkrytyczne) opalany węglem kamiennym, blok gazowo-parowy dużej mocy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym oraz blok jądrowy z reaktorem PWR III generacji. Przyjęto założenie, że technologia stosowana w parowych blokach na parametry nadkrytyczne (ultranadkrytyczne) jest obecnie jedyną w pełni dojrzałą w skali komercyjnej technologią wytwarzania energii elektrycznej z węgla, charakteryzującą się wysoką efektywnością energetyczną. Bloki gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla (ang. Integrated Coal Gasification Combined Cycle, IGCC) nie uzyskały jeszcze pełnej dojrzałości komercyjnej. Budowie kolejnych demonstracyjnych bloków IGCC nadal towarzyszy poszukiwanie optymalnych rozwiązań procesowych. Wielkością charakteryzującą efektywność energetyczną elektrowni jest ich sprawność. Natomiast ważnym parametrem określającym ich wpływ na środowisko jest jednostkowa emisja CO2 (kg CO2/kWh). Wielkości te dla wybranych do analizy technologii wytwórczych dla elektrowni systemowych przedstawiono w tab. 3. 3.2. Elektrociepłownie dużej i średniej mocy Do analizy technologii stosowanych w elektrociepłowniach dużej i średniej mocy wybrano pięć technologii: ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne (ultranadkrytyczne) opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy dużej mocy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy średniej mocy z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany biomasą oraz ciepłowniczy blok gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy. Dla wybranych do analizy technologii wytwórczych w elektrociepłowni dużej i średniej mocy jako wielkości charakteryzujące ich efektywność energetyczną wyznaczono: sprawność wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu, sprawność wytwarzania ciepła w skojarzeniu, oszczędność energii pierwotnej oraz jednostkową emisję CO2 (kg CO2/kWh). Wyniki obliczeń tych wielkości przedstawiono w tab. 4. 3.3. Elektrownie i elektrociepłownie małej mocy Jako perspektywiczne technologie dla rozproszonych źródeł energii elektrycznej do analizy wybrano dziewięć technologii: elektrownię wiatrową, elektrownię wodną małej mocy, elektrownię fotowoltaiczną, ciepłowniczy blok gazowy z turbiną gazową,

163

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 156–161

Lp.

Sprawność Sprawność wytwarzania wytwarzania Oszczędność energii elekciepła energii piertrycznej w skojawotnej [%] w skojarzeniu [%] rzeniu [%]

Technologia

Ciepłowniczy blok gazowy z turbiną gazową, pracującą w obiegu prostym, opalany gazem ziemnym

31,20

53,49

16,27

Ciepłowniczy blok gazowy z silnikiem gazowym opalany gazem ziemnym

36,00

48,50

18,78

Ciepłowniczy blok ORC opalany biomasą

14,14

68,36

18,25

Ciepłowniczy blok parowy opalany biomasą

18,45

64,00

23,27

Ciepłowniczy blok gazowy zintegrowany z biologiczną konwersją energii biomasy

26,00

31,00

12,92

Ciepłowniczy blok gazowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy

27,45

54,00

31,49

Tab. 5. Wielkości charakteryzujące efektywność energetyczną elektrociepłowni małej mocy

pracującą w obiegu prostym, opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowy z silnikiem gazowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok ORC (ang. Organic Rankine Cycle) opalany biomasą, ciepłowniczy blok parowy małej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok gazowy zintegrowany z biologiczną konwersją energii biomasy i ciepłowniczy blok gazowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy. Dla wybranych do analizy technologii wytwórczych stosowanych w elektrociepłowniach małej mocy jako wielkości charakteryzujące ich efektywność energetyczną wyznaczono: sprawność wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu, sprawność wytwarzania ciepła w skojarzeniu oraz oszczędność energii pierwotnej. Wyniki obliczeń tych wielkości przedstawiono w tab. 5.

elektrociepłowni ze sprzedaży ciepła, Et – roczna produkcja energii elektrycznej elektrowni lub elektrociepłowni, m – liczba lat budowy elektrowni lub elektrociepłowni, n – liczba lat eksploatacji elektrowni lub elektrociepłowni, s = m + n – liczba lat cyklu ekonomicznego elektrowni lub elektrociepłowni, p – stopa dyskontowa. Obliczenia jednostkowych, zdyskontowanych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach i elektrociepłowniach wykonano, przyjmując jako dane

wejściowe wielkości charakteryzujące efektywność energetyczną poszczególnych technologii (tab. 3–5) oraz: czas budowy elektrowni systemowych: jądrowych – 6 lat, parowych opalanych węglem – 4 lata, a gazowo-parowych opalanych gazem ziemnym – 2 lata • czas budowy elektrociepłowni dużej i średniej mocy opalanych węglem: 4 lata, a gazowo-parowych opalanych gazem ziemnym: 2 lata • czas budowy elektrociepłowni małej mocy opalanych biomasą: 2 lata • czas wykorzystania mocy zainstalowanej dla elektrowni: jądrowych – 7000 godz./rok, parowych opalanych węglem – 6400 godz./rok, wiatrowych – 1550 godz./rok, wodnych – 2770 godz./rok i fotowoltaicznych – 900 godz./rok • czas wykorzystania elektrycznej mocy zainstalowanej dla elektrociepłowni dużej i średniej mocy: 6400 godz./rok, a mocy cieplnej w skojarzeniu: 4400 godz./rok • czas wykorzystania elektrycznej mocy zainstalowanej i cieplnej w skojarzeniu dla elektrociepłowni małej mocy: 6400 godz./rok • cenę sprzedaży ciepła: 31,56 zł/GJ • stopę dyskontową: dla elektrowni jądrowych – 8,5%, elektrowni i elektrociepłowni parowych opalanych węglem – 8%, elektrowni i elektrociepłowni gazowo-parowych opalanych gazem ziemnym – 7,5%, a źródeł rozproszonych – 7% • udział kapitału własnego w nakładach inwestycyjnych: 20%.

4. Analiza efektywności ekonomicznej Jako wielkość charakteryzującą efektywność ekonomiczną analizowanych technologii wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych, elektrociepłowniach dużej i średniej mocy oraz elektrowniach i elektrociepłowniach małej mocy (źródłach rozproszonych) przyjęto jednostkowe, zdyskontowane na 2013 rok koszty wytwarzania energii elektrycznej. Jednostkowe, zdyskontowane koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach były wyznaczane za pomocą zależności [8]: t =s

ke =

∑ Ct (1 + p )

−1

t = m +1 t =s

∑ Et (1 + p )

(1)

−1

t = m +1

Natomiast jednostkowe, zdyskontowane koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowniach były wyznaczane za pomocą następującej zależności [8]: t =s

∑ (Ct − H t )(1 + p )

−1

ke = t = m +1t = s

∑ Et (1 + p )

(2)

−1

t = m +1

gdzie: Ct – roczne koszty elektrowni lub elektrociepłowni, Ht – roczne przychody 164

Rys. 2. Jednostkowe, zdyskontowane koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych, elektrociepłowniach dużej i średniej mocy oraz elektrowniach i elektrociepłowniach małej mocy [zł/MWh] dla: 1) bloku parowego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem brunatnym, 2) bloku parowego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem kamiennym, 3) bloku gazowo-parowego opalanego gazem ziemnym 4) bloku jądrowego z reaktorem PWR, 5) ciepłowniczego bloku parowego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem kamiennym, 6) ciepłowniczego bloku gazowo-parowego z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalanego gazem ziemnym, 7) ciepłowniczego bloku gazowo-parowego z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalanego gazem ziemnym, 8) ciepłowniczego bloku parowego średniej mocy opalanego biomasą, 9) ciepłowniczego bloku gazowo-parowego zintegrowanego ze zgazowaniem biomasy, 10) elektrowni wiatrowej, 11) elektrowni wodnej małej mocy, 12) elektrowni fotowoltaicznej, 13) ciepłowniczego bloku z turbiną gazową opalanego gazem ziemnym, 14) ciepłowniczego bloku z silnikiem gazowym opalanego gazem ziemnym, 15) ciepłowniczego bloku ORC opalanego biomasą, 16) ciepłowniczego bloku parowego małej mocy opalanego biomasą, 17) ciepłowniczego bloku zintegrowanego z biologiczną konwersją biomasy i 18) ciepłowniczego bloku zintegrowanego ze zgazowaniem biomasy, bez uwzględnienia opłaty za emisję CO2

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 156–161

W rocznych kosztach elektrowni i elektrociepłowni uwzględniano: koszty kapitałowe, koszty paliwa, koszty remontów, koszty obsługi oraz koszty środowiska (emisji CO2). Obliczenia jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej, zdyskontowanych na 2013 rok, wykonano w dwóch wariantach: bez uwzględnienia kosztów uprawnień do emisji CO2 i z uwzględnieniem tych kosztów. Przyjęto założenie, że średni koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 na przestrzeni najbliższych 28 lat, to jest do 2040 roku, wyniesie 160 zł/tCO2 (ok. 40 euro/tCO2). Wyniki obliczeń przedstawiono na rys. 2 i 3. 5. Wnioski 1. Przez najbliższe 10 lat strategicznym paliwem dla elektrowni systemowych w Polsce musi być przede wszystkim węgiel kamienny i brunatny. W pełni komercyjnie dojrzałą technologią wytwarzania energii elektrycznej z węgla, charakteryzującą się wysoką efektywnością energetyczną i najniższymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej, jest obecnie jedynie technologia stosowana w elektrowniach parowych na parametry nadkrytyczne (ultranadkrytyczne). W najbliższych 10 latach będzie potrzeba wybudować w Polsce ok. ośmiu bloków opalanych węglem kamiennym i brunatnym, o łącznej mocy ok. 7 tys. MW. 2. Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w systemowych elektrowniach gazowo-parowych opalanych gazem ziemnym, zdyskontowane na 2013 rok – przy obecnej cenie gazu ziemnego dla wielkich odbiorców kształtującej się na poziomie ok. 36,3 zł/GJ – wyniosłyby ok. 308 zł/MWh, a po wprowadzeniu opłaty za uprawnienia do emisji CO2 ok. 363 zł/MWh. Dlatego decyzje o przedsięwzięciach inwestycyjnych związanych z budową tego typu elektrowni systemowych w Polsce powinny być przesunięte w czasie do chwili ostatecznego wyjaśnienia zasobów gazu łupkowego w Polsce i możliwości jego wydobywania. 3. Po 2023 roku, gdy będzie już w pełni wprowadzony obowiązek zakupu uprawnień do emisji CO2, w Polsce będzie konieczny – ze względów ekologicznych oraz uzasadniony ekonomicznie i potrzebą dywersyfikacji paliwowej w grupie elektrowni systemowych – udział energetyki jądrowej w produkcji energii elektrycznej. Cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym ok. 2025 roku prawdopodobnie zbliży się do wartości 350 zł/MWh, co zapewni inwestycjom związanym z elektrowniami jądrowymi w Polsce opłacalność i konkurencyjność technologiczną. 4. W Polsce w szerokim zakresie powinny być rozwijane technologie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, gdyż jest to skuteczny sposób na uzyskanie oszczędności energii pierwotnej i obniżenie emisji CO2 oraz obniżenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Dla elektrociepłowni bardzo dużej mocy (o mocy cieplnej w skojarzeniu 300–500 MW) jednostką kogeneracyjną, charakteryzującą się najniższymi jednostkowymi, zdyskontowanymi na 2013 rok kosztami wytwarzania energii elektrycznej, jest ciepłowniczy blok parowy na parametry

Rys. 3. Jednostkowe, zdyskontowane koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych, elektrociepłowniach dużej i średniej mocy oraz elektrowniach i elektrociepłowniach małej mocy [zł/MWh] dla: 1) bloku parowego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem brunatnym, 2) bloku parowego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem kamiennym, 3) bloku gazowo-parowego opalanego gazem ziemnym, 4) bloku jądrowego z reaktorem PWR, 5) ciepłowniczego bloku parowego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem kamiennym, 6) ciepłowniczego bloku gazowo-parowego z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalanego gazem ziemnym, 7) ciepłowniczego bloku gazowo-parowego z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalanego gazem ziemnym, 8) ciepłowniczego bloku parowego średniej mocy opalanego biomasą, 9) ciepłowniczego bloku gazowo-parowego zintegrowanego ze zgazowaniem biomasy, 10) elektrowni wiatrowej, 11) elektrowni wodnej małej mocy, 12) elektrowni fotowoltaicznej, 13) ciepłowniczego bloku z turbiną gazową opalanego gazem ziemnym, 14) ciepłowniczego bloku z silnikiem gazowym opalanego gazem ziemnym, 15) ciepłowniczego bloku ORC opalanego biomasą, 16) ciepłowniczego bloku parowego małej mocy opalanego biomasą, 17) ciepłowniczego bloku zintegrowanego z biologiczną konwersją biomasy, 18) ciepłowniczego bloku zintegrowanego ze zgazowaniem biomasy, z uwzględnieniem opłaty za emisję CO2 wysokości 160 zł/tCO2

nadkrytyczne opalany węglem kamiennym (ok. 206 zł/MWh). Koszty dla tego typu bloku pozostaną również najniższe po wprowadzeniu opłaty za pozwolenia na emisję CO2 (ok. 309 zł/MWh). Dla elektrociepłowni dużej i średniej mocy (o mocy cieplnej w skojarzeniu 50–300 MW) jednostkami kogeneracyjnymi, charakteryzującymi się najniższymi, zdyskontowanymi na 2013 rok, kosztami wytwarzania energii elektrycznej są ciepłownicze bloki gazowo-parowe dużej i średniej mocy opalane gazem ziemnym [9]. Przez najbliższe 5–10 lat energia elektryczna wytwarzana w elektrociepłowniach gazowo-parowych opalanych gazem ziemnym musi być jednak wspierana na rynku żółtymi certyfikatami. Przy istnieniu zielonych certyfikatów konkurencyjną jednostką kogeneracyjną średniej mocy jest również ciepłowniczy blok parowy opalany biomasą. Za ok. 20 lat dojrzałość komercyjną może osiągnąć ciepłowniczy blok gazowo-parowy, zintegrowany ze zgazowaniem biomasy, charakteryzujący się znacznie wyższą efektywnością energetyczną (tab. 4), a tylko nieznacznie wyższymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej od kosztów ciepłowniczego bloku parowego średniej mocy opalanego biomasą. 5. Wśród technologii możliwych do zastosowania w źródłach małej mocy (rozproszonych) najniższymi kosztami wytwarzania

energii elektrycznej charakteryzują się kogeneracyjne źródła małej mocy opalane gazem ziemnym, w tym szczególnie blok ciepłowniczy z turbiną gazową pracującą w obiegu prostym (ok. 322 zł/ MWh). 6. W najbliższych latach bardzo ważnym zadaniem dla polityki energetycznej państwa będzie stymulowanie rozwoju źródeł energii elektrycznej wykorzystujących odnawialne źródła energii, a szczególnie energię wiatru, biomasy i promieniowana słonecznego. Jednostkowe, zdyskontowane na 2013 rok, koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych są wysokie i wynoszą powyżej 400 zł/MWh. Zielone certyfikaty zapewniają jednak opłacalność tej technicznie dojrzałej technologii. W dziedzinie wykorzystania biomasy w źródłach rozproszonych sytuacja jest złożona. Przede wszystkim brak jest jeszcze dojrzałych technicznie perspektywicznych technologii wytwórczych. Dojrzałość komercyjną uzyskały wyłącznie technologie wykorzystujące spalanie biomasy w elektrociepłowniach parowych małej mocy i ORC (ang. Organic Rankine Cycle), charakteryzujące się jednak niską efektywnością energetyczną (tab. 5) i w związku z tym wysokimi kosztami wytwarzania energii elektrycznej (480–490 zł/MWh). Podobną efektywnością ekonomiczną charakteryzują

165

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/19 (2014) | translation 156–161

się elektrociepłownie zintegrowane z biologiczną konwersją energii chemicznej biomasy. Natomiast technologia stosowana w elektrociepłowniach małej mocy, zintegrowanych ze zgazowaniem biomasy, jest dopiero na etapie badań pilotowych i charakteryzuje się najwyższymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej (powyżej 500 zł/MWh). Zarówno elektrociepłownie małej mocy zintegrowane z biologiczną konwersją, jak i ze zgazowaniem biomasy mogą uzyskiwać znacznie wyższą efektywność ekonomiczną (niższe jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej), jeżeli będą zasilane biomasą odpadową, z produkcji rolniczej lub oczyszczalni ścieków. Ich udział w krajowej produkcji energii elektrycznej jest jednak ograniczony.

Bolesław Zaporowski

Bibliografia 1. Dyrektywa 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 18 stycznia 2006 roku dotycząca działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej, 2006, L 33, 22-27. 2. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z 25 października 2012 roku w sprawie efektywności energetycznej, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej, 2012, L 315, 1-56. . 3. Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 23 kwietnia 2009 roku w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/ WE, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej, 2009, L 140, 16-62. 4. Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 11 lutego 2004 roku

6. 7. 8. 9.

w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii, zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej, 2004, L 52, 50-63. Chmielniak T., Szanse i bariery w rozwoju technologii energetycznych paliw kopalnych, Polityka Energetyczna 2011, t. 14, z. 2, s. 23–34. Informacja statystyczna o energii elektrycznej, Agencja Rynku Energii SA, 2012, nr 12. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2011, Agencja Rynku Energii SA, Warszawa 2012. Zaporowski B., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej, Polityka Energetyczna 2008, t. 11, z. 1, s. 531–542. Zaporowski B., Energy and economic effectiveness of gas-steam combined heat and power plants fired with natural gas, Archiwum Energetyki 2012, tom XLII, nr 1, s. 123–137.

dr hab. inż. Politechnika Poznańska e-mail: boleslaw.zaporowski@put.poznan.pl Absolwent Politechniki Poznańskiej. Na Politechnice Warszawskiej ukończył studia podyplomowe w zakresie energetyki jądrowej. Staże naukowe odbył m.in. w: Moskiewskim Instytucie Energetycznym, Instytucie Energetycznym im. G.M. Krzyżanowskiego w Moskwie, Wyższej Szkole Technicznej w Brnie, Uniwersytecie w Bolonii, Uniwersytecie Technicznym w Eindhoven oraz Uniwersytecie La Sapienza w Rzymie. Był kierownikiem Zakładu Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej (1975–2006) oraz dwukrotnie dziekanem Wydziału Elektrycznego tej uczelni (1987–1990 i 1996–2002). Jego działalność naukowa jest związana przede wszystkim z technologiami wytwarzania energii elektrycznej oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. W tej dziedzinie opublikował, jako autor lub współautor, blisko 200 prac naukowych, w tym ponad 70 za granicą.

166

NOTES

NOTATKI

Power Engineering Quarterly