Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 01/2009

act

nergetica

01/2009

numer 1/rok 1

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyk贸w

3XEOLVKHU

Patronage *GDñVN 8QLYHUVLW\ RI 7HFKQRORJ\

ENERGA S.A.

Editor-in-Chief =ELJQLHZ /XERĂQ\

$FDGHPLF &RQVXOWDQWV -DQXV] %LDïHN 0LHF]\VïDZ %UG\Ă $QWRQL 'PRZVNL ,VWYDQ (UOLFK $QGU]HM *UDF]\N 7DGHXV] .DF]RUHN 0DULDQ .DěPLHUNRZVNL -DQ .LFLñVNL -HU]\ .XOF]\FNL .ZDQJ < /HH =ELJQLHZ /XERĂQ\ -DQ 0DFKRZVNL 2P 0DOLN -RYLFD 0LODQRYLF -DQ 3RSF]\N =ELJQLHZ 6]F]HUED * .XPDU 9HQD\DJDPRRUWK\ -DFHN :DñNRZLF]

(GLWRULDO 6WDII 2IğFH $FWD (QHUJHWLFD

XO *URG]ND *GDñVN 32/$1' WHO ID[ H PDLO UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ www. actaenergetica.org *UDSKLF GHVLJQ 0LURVïDZ 0LïRJURG]NL

7UDQVODWLRQ 0DULD 6WHOPDVLHZLF] :LWROG =ELURKRZVNL .RĂFLD

Proofreading 0LURVïDZ :öMFLN

(GLWRULDO 6XSSRUW .DWDU]\QD ¿HOD]HN

,661

act

nergetica

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyków

w numerze 6

INNOWACYJNA ENERGETYKA. KONTEKST EKOLOGICZNO-ENERGETYCZNY I EKONOMICZNO-CYWILIZACYJNY

prof. dr hab. inż. Jan Popczyk 24

ODKSZTAŁCENIE PRĄDU POBIERANEGO PRZEZ URZĄDZENIA OŚWIETLENIOWE I JEGO WPŁYW NA INSTALACJĘ ZASILAJACĄ

dr inż. Stanisław Czapp 42

ROZWÓJ RYNKU HANDLU POZWOLENIAMI NA EMISJE CO2 W UNII EUROPEJSKIEJ

prof. dr hab. Andrzej Graczyk 50

PRACA REGULATORA GENERATORA W WARUNKACH SPRZYJAJĄCYCH POWSTAWANIU LAWINY NAPIĘCIA – WYBRANE PROBLEMY

dr inż. Jacek Klucznik / dr inż. Robert Małkowski / mgr inż. Piotr Szczeciński / prof. dr hab. inż. Ryszard Zajczyk 62

STRATY ENERGII JAKO NIEODZOWNE POTRZEBY WŁASNE SIECI

prof. dr hab. inż. Jerzy Kulczycki / mgr inż. Michał Rudziński dr hab. inż. Waldemar Szpyra 82

ANALITYCZNE OKREŚLANIE PARAMETRÓW STABILIZATORA SYSTEMOWEGO DLA GENERATORA SYNCHRONICZNEGO ZE STATYCZNYM UKŁADEM WZBUDZENIA

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny / prof. Janusz W. Białek 100 WYKONYWANIE PRAC W TECHNOLOGII PPN NA LINIACH PRZESYŁOWYCH 400 KV, 220 KV I ROZDZIELCZYCH 110 KV W ENERGA-OPERATOR S.A. ODDZIAŁ W TORUNIU

mgr inż. Ryszard Michniewski 110

POMIAR WYŁADOWAŃ NIEZUPEŁNYCH W LINIACH KABLOWYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA

mgr inż. Sławomir Noske

Politechnika Gdańska jest najstarszą i największą uczelnią techniczną północnej Polski. Początki jej historii sięgają jesieni 1904 roku, kiedy to została otwarta Królewska Wyższa Szkoła Techniczna (Königliche Technische Hochschule), pierwsza szkoła akademicka w Gdańsku. Jej zadaniem było szerzenie wiedzy technicznej na terenie Prus Zachodnich i Pomorza. Od samego początku mieściła się ona w pięknych i wspaniale zachowanych do dzisiaj budynkach projektu Alberta Carstena, wzniesionych w latach 1900–1904.

W pierwszych latach swojej działalności uczelnia miała kształcić 600 studentów. Ogółem do roku 1945 immatrykulowano około 16 000 studentów. Po drugiej wojnie światowej, 24 maja 1945 roku, Dekretem Rządu Tymczasowego utworzono polską uczelnię państwową – Politechnikę Gdańską. Już w kwietniu 1945 roku przystąpiono do odbudowy zniszczonych i wypalonych budynków uczelni. W pierwszym roku naukę podjęło 1647 studentów. Kadrę dydaktyczną stanowili przede wszystkim pracownicy naukowi z uczelni Lwowa, Wilna i Warszawy, w tym wielu wybitnych profesorów.

Dziś Politechnika Gdańska posiada dziewięć wydziałów. Siedem z nich ma pełne prawa akademickie.

Studia dla ok. 24 tys. studentów prowadzone są na 27 kierunkach; w tym trzech międzywydziałowych i jednym międzyuczelnianym. Politechnika kształci na poziomach: inżynierskim, magisterskim i doktoranckim we wszystkich dziedzinach techniki – od mającej najdłuższe tradycje inżynierii lądowej i architektury do dzisiejszej elektroniki, nanotechnologii materiałowej, biotechnologii i inżynierii biomedycznej. Naturalnym uzupełnieniem studiów na kierunkach technicznych jest kształcenie z zakresu ekonomii, nauk o zarządzaniu i nauk społecznych.

Uczelnia umacnia zdobytą już pozycję silnego ośrodka edukacyjnego, naukowego i kulturotwórczego, współpracuje z uczelniami i instytucjami badawczymi w kraju i za granicą. Współdziała z przedsiębiorstwami, instytucjami oświatowymi i kulturalnymi oraz z administracją w celu kształtowania oblicza Gdańska, Pomorza, Polski i Europy.

Z roku na rok następuje zacieśnienie współpracy Politechniki Gdańskiej ze środowiskiem gospodarczym Pomorza. Szczególnie bliskie relacje współpracy łączą uczelnię z Pomorską Izbą Gospodarczą oraz parkami naukowo-technologicznymi. Celem tych działań jest ożywienie kontaktów, tak aby zdobycze środowiska naukowego były efektywnie implementowane w gospodarkę. Na terenach wystawowych Międzynarodowych Targów Gdańskich SA corocznie odbywają się Targi „Technicon – Innowacje”, w których Politechnika Gdańska bierze bardzo aktywny udział, prezentując środowisku gospodarczemu nowe rozwiązania innowacyjne i wdrożenia, zdobywając przy tym wiele medali i wyróżnień.

Wyjątkowy charakter i renomę Politechniki Gdańskiej kształtują absolwenci: kierują strukturami przemysłowymi i twórczo uczestniczą w kreowaniu współczesności i przyszłości naszego kraju. Prowadzą badania w centrach naukowych, tworzą nowe technologie XXI wieku. Mamy wiele dowodów na to, że dyplom Politechniki Gdańskiej to początek drogi do autentycznego sukcesu zawodowego i realizacji ambicji.

Z wyobraźnią i mądrością realizujmy podstawowe cele. Proszę zatem o podejmowanie nowych wyzwań, tak niezbędnych do dalszego rozwoju uczelni w zmieniających się warunkach otoczenia oraz globalnej konkurencji. Jednym z takich wyzwań jest między innymi współpraca Politechniki Gdańskiej z ENERGĄ S.A. w obszarze energetyki, której efektem synergicznym jest nowo powstałe czasopismo naukowo-techniczne Acta Energetica. Życzę wszelkiej pomyślności twórcom tego czasopisma, zaś Czytelnikom – przyjemnej i kształcącej lektury. prof. dr hab. inż. Henryk Krawczyk, prof. zw. PG rektor PG

Europejska energetyka przechodzi gigantyczną transformację. Ma ona dwa cele: podniesienie bezpieczeństwa energetycznego i jednocześnie zmniejszenie oddziaływania na środowisko. Tak określone priorytety są wyrazem troski o teraźniejszość, jak i przyszłość. Ich osiągnięcie będzie trudne, ponieważ wymagają, aby przedsiębiorstwa energetyczne zaangażowały się w przedsięwzięcia, które mogą być postrzegane przez niektórych akcjonariuszy jako kontrowersyjne. Wsparciem dla takiego zaangażowania się biznesu będzie współpraca ze światem nauki. Dlatego Grupa ENERGA wspólnie z Politechniką Gdańską powołała Acta Energetica, którego pierwszy numer leży przed Państwem.

Innowacyjność jest pojęciem kluczowym dla rozwoju takiego przedsiębiorstwa jak ENERGA. Rozumiemy ją w sensie szerszym niż gotowość czynienia zakupów nowych technologii. Chcemy je współtworzyć.

Chcemy też wyjaśniać skutki formalnych regulacji i postulować ich zmiany, szukając korzyści dla naszych klientów. Stymulując rozwój pewnych obszarów energetyki, chcemy, aby obecność Acta Energetica przyczyniła się do upowszechnienia w kraju i poza nim osiągnięć pracowników naukowych, przede wszystkim Politechniki Gdańskiej, oraz wpłynęła na szybsze wdrażanie nowych rozwiązań technicznych i technologicznych w Grupie ENERGA. Chcemy, aby myśl techniczna obu instytucji stała się widoczna w różnych środowiskach naukowych i gospodarczych.

Dlatego zachęcam Was do przeczytania Acta Energetica.

Mirosław Bieliński prezes zarządu ENERGA S.A.

DOKĄD ZMIERZAMY Zadania stojące przed współczesnymi systemami elektroenergetycznymi stają się wyzwaniem Acta Energetica. ▶ Sterowanie podsystemem elektroenergetycznym z dużym nasyceniem źródłami rozproszonymi, tzw. sieci inteligentne • rozwój sieci informatycznej na szczeblu operatora systemu dystrybucyjnego na potrzeby sterowania źródłami rozproszonymi, siecią rozdzielczą i odbiorami (usługa sterowania poborem energii elektrycznej) • algorytmy sterowania źródłami rozproszonymi • algorytmy sterowania siecią rozdzielczą, w tym w celu eliminacji przeciążeń dynamicznych elementów sieci • systemy techniczne realizacji usługi sterowania zapotrzebowaniem na energię elektryczną, w tym liczniki energii z komunikacją dwukierunkową • elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa w sieciach tego typu • nowe układy sieciowe ▶ Technologie zasobnikowe i zastosowania zasobników energii elektrycznej w systemach elektroenergetycznych ▶ Samochody elektryczne • źródła energii dla samochodów elektrycznych, tj. akumulatory, superkondensatory • wykorzystanie samochodów elektrycznych jako rozproszonego zasobnika energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym • rozwój sieci stacji na potrzeby ładowania samochodów oraz algorytmy ich sterowania, również w przypadku wykorzystywania samochodów elektrycznych jako rozproszonego zasobnika energii ▶ Ogniwa paliwowe • technologie ogniw paliwowych i możliwości ich wykorzystania w systemie elektroenergetycznym • wykorzystanie ogniw paliwowych jako elementu zasobnika energii • układy „kogeneracyjne” zasobnikowe typu: ogniwo paliwowe + elektrownia wiatrowa, ogniwo paliwowe + źródło PV, oraz inne, np. zastosowania w komunikacji • algorytmy sterowania ogniwami paliwowymi w różnych konfiguracjach pracy na potrzeby systemu elektroenergetycznego ▶ Obrona i odbudowa systemów elektroenergetycznych • automatyka samoczynnego częstotliwościowego odciążania – SCO • automatyka samoczynnego napięciowego odciążania – SNO • rozproszone autonomiczne układy obrony systemu elektroenergetycznego na poziomie odbiorców indywidualnych – będące odpowiednikami automatyki SCO i SNO systemowych • algorytmy sterowania źródłami energii, w tym źródłami rozproszonymi w procesach obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego ▶ Usługi systemowe na poziomie systemów dystrybucyjnych • operator systemu dystrybucyjnego jako podmiot kontraktujący i koncentrujący usługi systemowe na rynku (w podsystemie) lokalnym • operator systemu dystrybucyjnego jako dostawca usług systemowych operatorowi systemu dystrybucyjnego ▶ Integracja sieci elektroenergetycznych i gazowych jako element segmentu bezpieczeństwa energetycznego • rozwój technologii źródeł gazu i biogazu • zdolność współpracy sieci elektroenergetycznych i gazowych w zakresie pokrywania wahań (okresowego niedoboru) zapotrzebowania • algorytmy zintegrowanego sterowania sieci gazowej i elektroenergetycznej ▶ Monitorowanie i zarządzanie obciążalnością linii elektroenergetycznych • nowe technologie i metody zwiększania przepustowości linii elektroenergetycznych • systemy i urządzenia do monitorowania obciążalności dynamicznej linii elektroenergetycznych • systemy komunikacji centrum zarządzania z układami pomiarowymi na liniach elektroenergetycznych • algorytmy zarządzania obciążeniem linii elektroenergetycznych Ze wszystkimi przywołanymi tematami związany jest w oczywisty sposób problem ich efektywności ekonomicznej oraz – jako element efektywności – krajowe i ewentualnie międzynarodowe uwarunkowania prawne.

Żyjemy w okresie gwałtownej transformacji systemów energetycznych, a także elektroenergetycznych.

To główna przesłanka powołania do życia nowego tytułu pisma naukowego – Acta Energetica.

Obyś żył w ciekawych czasach – mawiali starożytni Chińczycy, chcąc rzucić na wroga klątwę. Czy nam się to podoba czy nie, żyjemy w ciekawych czasach, również dla energetyki. Wierzymy, że klątwę możemy przemienić w błogosławieństwo.

Rozwój dotyczy przede wszystkim, chociaż nie tylko, źródeł energii. Na skalę systemową wprowadzane są tzw. odnawialne źródła energii, takie jak elektrownie wiatrowe oraz biogazownie, elektrownie słoneczne, drobne źródła fotowoltaiczne i ogniwa paliwowe. Czeka nas era samochodów elektrycznych, transportu morskiego ze wsparciem wiatrowym, nowych paliwooszczędnych konstrukcji w lotnictwie. Należy się również spodziewać zmian w obszarze przesyłu energii elektrycznej. Reaktory termojądrowe, będące obecnie w budowie, powinny nam pozwolić po raz pierwszy uzyskać nadwyżkę energii wyprodukowanej nad włożoną.

Współczesne nam czasy to okres przemian, w którym stosunkowo łatwo – dzięki przyzwoleniu społecznemu i skłonnościom rządów do finansowania – można i należy włączać się w nurt rozwoju elektroenergetyki.

W naturalny sposób predestynowane są do tego ośrodki naukowe i badawcze, główni kreatorzy idei, oraz instytucje kierujące systemami elektroenergetycznymi, spółki energetyczne, operatorzy systemów, firmy pracujące dla elektroenergetyki, energetyki. To przecież praktyczne zastosowanie teorii i idei rozwijanych w ośrodkach naukowo-badawczych jest kreatorem jakości życia i rozwoju społeczeństw. Doświadczenia firm związanych z energetyką (elektroenergetyką) są nie do przecenienia.

To nakaz czasów każe nam powołać do życia nowe czasopismo naukowe Acta Energetica. Wydawnictwo wyrasta ze środowiska inżynierów energetyków, splatając – przez Politechnikę Gdańską i Grupę ENERGA – to, co najlepsze w środowiskach naukowych i praktyce systemowej. Chcemy prezentować nowe idee, rozwiązywać problemy dotyczące techniki, technologii, organizacji i zarządzania oraz ekonomii w energetyce.

Chcemy trafiać do inżynierów i techników, kadry zarządzającej, pracowników uczelni oraz studentów związanych z energetyką i elektroenergetyką.

W numerze pierwszym Acta Energetica, jako przykład obszaru zainteresowania pisma, prezentujemy artykuły poruszające bardzo różne zagadnienia w elektroenergetyce.

Rozpoczynamy artykułem będącym analizą stanu obecnego oraz predykcją kierunków rozwoju systemów elektroenergetycznych.

Dwa kolejne artykuły dotyczą stabilności systemu elektroenergetycznego i elementów, które mają decydujący na tę stabilność wpływ, tzn. regulatora generatora synchronicznego i stabilizatora systemowego.

Sieci średniego napięcia (SN) reprezentowane są przez artykuł dotyczący strat energii elektrycznej (rozpoczynający cykl artykułów o problemach pracy sieci średniego napięcia).

Sieci niskiego napięcia reprezentowane są artykułem poruszającym problemy odkształcenia prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe.

W artykułach odnoszących się do praktyki systemowej przedstawiamy zagadnienia pomiaru wyładowań niezupełnych w liniach kablowych SN oraz zagadnienia wykonywania prac na liniach przesyłowych o napięciu znamionowym 400 kV. Reprezentantem problematyki ekonomicznej jest artykuł poruszający problemy rynku handlu pozwoleniami na emisje CO2 w Unii Europejskiej.

Serdecznie zapraszam do współpracy. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

6

Jan Popczyk / Politechnika Śląska

Autorzy / Biografie

Jan Popczyk Gliwice / Polska Studia wyższe ukończył na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej (1970), doktorat obronił cztery lata później, a tytuł profesora uzyskał w 1987 roku.

Współtworzył koncepcję reformy polskiej elektroenergetyki i w pierwszej połowie lat 90. wdrażał ją, zasiadając na stanowisku prezesa Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Realizował połączenie polskiego systemu elektroenergetycznego i systemów Europy Środkowej z systemami Europy Zachodniej.

Ma swój współudział w powstaniu czterech mikrofirm i w zarządzaniu nimi na stanowiskach prezesa lub przewodniczącego rady nadzorczej. W 2005 roku wraz ze studentami stworzył i zrealizował koncepcję wirtualnej Sieci e-GIE (e-Gmina Infrastruktura Energetyka), stanowiącej narzędzie wiązania rozwoju cywilizacyjnego polskich gmin z aktywnością młodego pokolenia absolwentów wyższych uczelni oraz wspomaganiem restrukturyzacji sektorów infrastrukturalnych, głównie elektroenergetyki, ciepłownictwa i gazownictwa.

Od 2007 roku wspomaga rozwiązania Pakietu energetyczno-klimatycznego 3x20 (Klaster 3x20).

Członek licznych stowarzyszeń zawodowych.

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny prof. dr hab. inż. Jan Popczyk / Politechnika Śląska

Reformy mające za podstawę zasadę TPA, zapoczątkowane w 1990 roku przez Wielką Brytanię [4], ciągle określają optykę, w której postrzegamy na całym świecie kondycję elektroenergetyki. Rzeczywista wielkość tych reform polegała na wprowadzeniu do masowej świadomości sygnału, że konkurencja na rynku energii elektrycznej teoretycznie jest możliwa. Praktyczne znaczenie reform polega natomiast obecnie na tym, że ujawniły one w systemie zaopatrzenia gospodarki w paliwa i energię na trzy rynki końcowe (energii elektrycznej, ciepła i transportu) systemowy konflikt między nadbudową (polityką energetyczną, czyli polityczno-korporacyjnym sojuszem biznesowym [5]) a bazą (społeczeństwem wiedzy). Konflikt taki nie rodzi się oczywiście w krótkim czasie i nie jest właściwością tylko Polski. Jednak dla Polski ten konflikt stanowi znacznie większe zagrożenie niż dla innych krajów.

Powoduje też znacznie większą utratę szans, którą niesie z sobą każdy wielki kryzys.

Wszystko to oznacza, że trzeba przerwać podejście do tematu, które każe dostosowywać się społeczeństwu do sposobów funkcjonowania energetyki. Trzeba natomiast pobudzić dostosowanie się energetyki do standardów działania społeczeństwa wiedzy (dwie najbliższe dekady wystarczą na realizację operacji) oraz przygotować ją do funkcjonowania w społeczeństwie bezemisyjnym/wodorowym (czwarta, piąta dekada obecnego stulecia)1. W dojrzałym społeczeństwie wiedzy i w przyszłym społeczeństwie bezemisyjnym/wodorowym trzeba wyraźnie rozróżnić system elektroenergetyczny i system zaopatrzenia gospodarki w paliwa i energię.

Konsolidacja dokonana w Polsce przez poprzedni rząd, i utrwalana przez obecny, jest niestety naśladownictwem schyłkowych schematów ze społeczeństwa przemysłowego i ruchem pod prąd. W szczególności oznacza ona izolacjonizm elektroenergetyki: korporacyjny, historyczny, technologiczny. Izolacjonizm korporacyjny uniemożliwia potrzebną w społeczeństwie wiedzy konwergencję (w obszarze wszystkich sektorów paliw i energii). Izolacjonizm historyczny oznacza brak zdolności na obecnym etapie do krytycznego wykorzystania doświadczeń z przeszłości.

Ogólnie chodzi tu o pierwszą wielką alokację zasobów w obszarze energetyki ze strony podażowej na popytową i o pierwszy wielki etap internalizacji kosztów zewnętrznych środowiska (dotyczący emisji pyłów i SO2). W szczególności chodzi o cztery traumatyczne doświadczenia amerykańskie z lat sześćdziesiątych i siedemdziesiątych [6]2, które były katalizatorem rynkowych reform elektroenergetyki w latach osiemdziesiątych (wykreowanie nowych form finansowania inwestycji w sektorze niezależnych wytwórców – USA3, Ameryka Południowa) i dziewięćdzie1 Globalny projekt polityczny, którego symbolem są wodorowe technologie energetyczne (w szczególności ogniwo paliwowe), a istotą jest redukcja emisji CO2 (w stosunku do obecnego stanu) przynajmniej o 50% (w krajach/regionach będących liderami światowego rozwoju nawet o 80%).

2 Północno-wschodni blackout – 1965 (wdrożenie zasady poprawy niezawodności strukturalnej sieci przesyłowych za pomocą redundancji), pierwszy kryzys naftowy – 1973/74, krach giełdowy Consolidated Edison – 1974, awaria Three Mile Island – 1979).

3 Skuteczne przeprowadzenie procedury legislacyjnej związanej z ustawą PURPA, trwającej ponad 4 lata – 1978–1982, otworzyło drogę do rozwoju amerykańskiego segmentu niezależnych wytwórców (IPP), ukierunkowanego na kogenerację (na ochronę środowiska i na zmniejszenie zużycia paliw pierwotnych).

Streszczenie O ziemię, religię, bogactwa, wodę i źródła energii toczą się wojny. Ziemia była człowiekowi zawsze potrzebna do wyżywienia się. W Europie właśnie z punktu widzenia bezpieczeństwa żywnościowego było jej stale za mało.

Dlatego w traktatach rzymskich (w jednym z nich, o utworzeniu EWG) zapisana została ponad pięćdziesiąt lat temu wspólna polityka rolna ukierunkowana na stworzenie (z wykorzystaniem protekcjonizmu państwowego) trwałych podstaw bezpieczeństwa żywnościowego Wspólnoty. Polityka ta doprowadziła, w krótkim czasie, do wielkich nadwyżek produkcji rolnej. Powodem był brak wyobraźni polityków odnośnie możliwości wzrostu wydajności w rolnictwie. Skutkiem był natomiast (i jest) wielki koszt polityki, hamujący rozwój obecnej Unii [1].

Współcześnie najważniejszą wojną na świecie, chociaż prowadzoną bez armii, ale za pomocą monopoli i z udziałem polityków, jest wojna o bezpieczeństwo energetyczne. Jest to wojna prowadzona kosztem społeczeństw i środowiska naturalnego.

Sytuacja w rolnictwie i energetyce może się jednak wkrótce zasadniczo zmienić, kiedy ziemia będzie służyć człowiekowi do produkcji energii [2, 3]. Wówczas nadprodukcja żywności i deficyt energii przestaną być (osobno) wdzięcznym polem uprawiania polityki. Konkurencja doprowadzi natomiast w obszarze rolnictwa, energetyki i środowiska do historycznej alokacji zasobów.

7

8

Jan Popczyk / Politechnika Śląska

siątych (reformy prywatyzacyjno-liberalizacyjne, wykreowanie konkurencji opartej na wykorzystaniu zasady TPA – USA, Europa)4. Izolacjonizm technologiczny jest najbardziej groźny – oznacza brak zdolności do otwarcia się na uniwersalizację technologiczną. Tej, do której punktem startu jest światowy rozwój technologiczny, zapoczątkowany na wielką skalę w latach dziewięćdziesiątych (Internet, przyspieszenie rozwoju biotechnologii, technologii mikroprocesorowych, gazowych technologii wytwórczych combi i kogeneracyjnych, powszechne zastosowanie pomp ciepła, komercjalizacja samochodu hybrydowego/elektrycznego, uzyskanie dojrzałości konstrukcyjnej samochodu wodorowego, a także przyspieszenie prac nad samolotem wodorowym).

Analogie w obecnej sytuacji energetycznej na świecie do wydarzeń, które wstrząsnęły elektroenergetyką amerykańską w latach sześćdziesiątych i siedemdziesiątych, są już niezwykle czytelne. W poszczególnych obszarach można wskazać na konkretne fakty. Są to: • Paliwa płynne: ceny giełdowe ropy, które w połowie 2008 roku osiągnęły poziom 150 USD/baryłkę, i brak zdolności wydobywczych (inaczej niż w czasie pierwszego kryzysu naftowego w latach 1973–1974, kiedy zdolności istniały, a zatem zagrożenie było mniejsze) • Gazownictwo: zapowiadane w 2008 roku (przez Rosję) ceny gazu ziemnego w kontraktach bilateralnych – 500 USD/1000 m3 i również brak zdolności wydobywczych • Środowisko: konsekwentne dążenie Komisji Europejskiej do całkowitego wyeliminowania darmowych uprawnień do emisji CO2 i prognozowane ceny na unijnym rynku tych uprawnień wynoszące minimum 40 euro/tonę (przy komplikacjach związanych z odmienną od unijnej polityką USA dotyczącą zarządzania zmianami klimatycznymi i dotychczasowym brakiem zgody Chin i Indii na internalizację kosztów zewnętrznych środowiska) • Rolnictwo: całkowicie zmanipulowana medializacja wzrostu cen żywności w kontekście produkcji biopaliw (płynnych)5, blokowanie likwidacji Wspólnej Polityki Rolnej UE, blokowanie rozwoju rolnictwa energetycznego i technologii GMO. Wszystkie wymienione zagrożenia globalne przenoszą się bardzo dotkliwie na Polskę, bo są wzmacniane w poszczególnych sektorach przez bardzo negatywne uwarunkowania, przybierające ostatnio na sile. Szczególne znaczenie ma całkowity brak rządowej koncepcji systemu regulacyjnego (łącznie z systemami wsparcia), zapewniającego koordynację rynkową rozwoju energetyki wiatrowej, biomasowej, tradycyjnej węglowej, atomowej, czystej węglowej. Niebezpieczny jest zwłaszcza niepohamowany pęd do tworzenia programów rozwojowych, które łącznie znacznie przekraczają potrzeby, a z drugiej strony nie uwzględniają trudności dotyczących rozbudowy sieci oraz potencjalnego wpływu na zmianę struktury bilansu paliwowo-energetycznego takich technologii, jak samochód elektryczny i pompa ciepła.

Przedstawiony szeroki kontekst historyczno-cywilizacyjny i polskie uwarunkowania nie pozostawiają wątpliwości: przez najbliższe dekady polska elektroenergetyka będzie się przeprowadzać ze społeczeństwa przemysłowego do zaawansowanego społeczeństwa wiedzy, a następnie do bezemisyjnego/wodorowego. Wielkie napięcia są na tej drodze nieuniknione. Chodzi jednak o to, aby zminimalizować straty związane z transformacją, a wykorzystanie szans zmaksymalizować („aksamitna rewolucja” byłaby tu dobrym rozwiązaniem).

JAK PRZEPROWADZIĆ POLSKĄ ELEKTROENERGETYKĘ PRZEZ OKRES PRZEJŚCIOWY 2010– 2020 I ZAPEWNIĆ JEJ EFEKTYWNOŚĆ EKONOMICZNO-EKOLOGICZNĄ ORAZ ADEKWATNOŚĆ Z TRENDAMI ŚWIATOWYMI? Mechanizmy rynkowe można w elektroenergetyce psuć, ale trwale nie da się ich już zablokować. Jeśli się uzna tę prawdę, to w zakresie wytwarzania energii odpowiedzi na postawione pytanie można szukać między innymi w tabl. 1. Mianowicie, pewne technologie (atomowe, węglowe CCT) w nadchodzącej dekadzie są nieosiągalne.

Tradycyjne technologie węglowe (w tym bloki nadkrytyczne fluidalne za takie tu się uważa) są do wykorzystania, ale z efektami po 2015 roku6. Niestety, po wprowadzeniu pełnej opłaty za uprawnienia do emisji CO2 i uwzględnieniu rzeczywistych opłat sieciowych są to technologie bardzo drogie, bez potencjału konkurencyjności w długich horyzontach czasowych.

4 Reformy, o których mowa, przede wszystkim druga brytyjska udana reforma w elektroenergetyce ze skutkami globalnymi (1989/1990), byłyby niemożliwe, gdyby nie doszło do wielu innych charakterystycznych reform związanych, takich jak: liberalizacja telekomunikacji w USA – 1982 oraz brytyjskich reform prywatyzacyjno-liberalizacyjnych poza elektroenergetyką (w górnictwie – 1984/85 i gazownictwie – 1985), a także pierwszej nieskutecznej reformy w elektroenergetyce brytyjskiej – 1984.

5 Biopaliwa nie mogą być przyczyną istotnego wzrostu cen żywności, jeśli tyko 2% zasobów rolnych przeznacza się na uprawy energetyczne i jeśli udział produktów rolnych w cenach żywności wynosi nie więcej niż 20%. Trzeba też podkreślić, że paliwa biomasowe drugiej generacji mogą powodować odwrotny efekt, tzn. obniżkę cen żywności, bowiem biopaliwa mogą hamować wzrost cen energii i paliw, czyli też cen nawozów.

6 Nie dotyczy to bloku Bełchatów (w budowie), który zostanie uruchomiony przed 2011 rokiem.

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

Pozostają kogeneracyjne technologie gazowe (na gaz ziemny) i technologie odnawialne (wiatrowe i kogeneracyjne biogazowe). W kogeneracyjnych technologiach gazowych zasadniczą sprawą jest paliwo. W tym obszarze Polskę czeka najtrudniejsza transformacja, polegająca na budowie nowego segmentu paliwowego w postaci rolnictwa energetycznego, o bardzo dużym potencjale w 2020 roku, wynoszącym 140 TWh na rynku paliw pierwotnych (tabl. 3), i jeszcze większym (relatywnie) potencjale na rynku energii końcowej, przekraczającym 100 TWh7.

Odrębną sprawą z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego Polski jest wielki potencjał do wykorzystania w postaci elektroefektywnych technologii po stronie popytowej. Mianowicie, do 2020 roku możliwa jest obniżka elektrochłonności polskiej gospodarki (PKB) w cenach stałych, ze 125 MWh/mln zł (podkreśla się, że tej elektrochłonności gospodarki odpowiada udział energii elektrycznej w PKB wynoszący prawie 4%) do 100 MWh/ mln zł, tzn. o 20% 8.

Jeszcze inną sprawą jest wykorzystanie potencjału zmiany salda eksport/import z opcji eksportowej na importową (zmiana rocznego salda eksportowego wynoszącego w 2007 roku ok. 6 TWh na saldo importowe wynoszące ok. 10 TWh, możliwe do realizacji już w 2013 roku, zwłaszcza po wyposażeniu układu przesyłowego 750 kV w sprzęgło back to back9).

Tabl. 1. Podatność technologii wytwórczych (łącznie z inwestycjami sieciowymi) i elektroefektywnych technologii po stronie popytowej na sygnały rynkowe Technologia Węglowa (tradycyjna) Atomowa Węglowa CCT (CCS, IGCC...)

Wiatrowa Gazowa na gaz ziemny Biogazowa Elektroefektywne technologie po stronie popytowej

Minimalne nakłady inwestycyjne [mln zł]

Czas odpowiedzi na sygnały rynkowe [lata]

2 000 10 000 3 000 10... 1 500 1 10 Praktycznie każde środki są użyteczne

8 15 20 2... 5 1 2 1 od zera do kilkunastu lat2

Indywidualna (przez odbiorców/prosumentów) wymiana elektrochłonnych urządzeń odbiorczych na elektroefektywne, istniejące na rynku (na przykład wymiana tradycyjnych żarówek na elektrooszczędne).

1

2

Przebudowa gospodarki z elektrochłonnej na elektroefektywną.

Wymienione uwarunkowania (technologiczne, efektywnościowe i systemowe) powodują, że nadchodząca dekada będzie w Polsce dekadą odbiorców, niezależnych wytwórców i operatorów. Zwłaszcza podkreśla się rolę tych ostatnich. Mianowicie, operatorzy muszą zapewnić intensyfikację wykorzystania istniejących sieci poprzez działania innowacyjne, osadzone w nowych koncepcjach obciążalności cieplnej linii napowietrznych (traktowanej dynamiczne), wytrzymałości zwarciowej urządzeń, a także jakości energii elektrycznej, wspartych modelami statystyczno-probabilistycznymi. Prace badawcze w Polsce mają w tym zakresie bardzo bogatą tradycję na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej (najpierw, w latach 70. i 80., prace te prowadzili Jan Popczyk, Kurt Żmuda, Jerzy Macełko, Andrzej Polaczek i Andrzej Błaszczyk, a obecnie Kurt Żmuda i Edward Siwy).

W obszarze intensyfikacji wykorzystania sieci istnieje wielki potencjał [8, 9, 10]. W szczególności chodzi o to, że sieci elektroenergetyczne przez dziesięciolecia były optymalizowane według kryteriów, które rynek energii elektrycznej zweryfikował negatywnie10. Mianowicie, rynek kreuje nową konkurencyjność źródeł, odmienną od tej, która była charakterystyczna dla narodowych monopoli. Sieć ukształtowana w przeszłości, o zdolnościach przesyłowych określonych przez bardzo konserwatywny system kryteriów technicznych, dotyczących zwłaszcza obciążalności cieplnej przewodów linii napowietrznych, uniemożliwia wykorzystanie tanich źródeł wytwórczych, zmusza natomiast operatorów do wykorzystania drogich wytwórców.

Z drugiej strony, technologie teleinformatyczne i mikroprocesorowe umożliwiają zmianę konserwatywnych kryteriów. Mianowicie, technologie te umożliwiają nowe podejście do zarządzania zdolnościami przesyłowymi sieci. Takie, którego podstawą jest powiązanie obciążalności cieplnej przewodów napowietrznych z rzeczywistymi 7 Przy uwzględnieniu ograniczeń związanych z wymaganym minimalnym udziałem energii odnawialnej na rynku paliw transportowych, wynoszącym 10% (cel sformułowany w unijnym Pakiecie energetyczno-klimatycznym 3x20).

8 Potencjał rzeczywistej obniżki elektrochłonności jest prawdopodobnie znacznie wyższy. Wskazują na to w szczególności dane napływające z USA [7].

9 W rzeczywistości sprawa ma jednak nie tylko wymiar techniczno-ekonomiczny. Ma także wymiar polityczny, z którym związane jest duże ryzyko biznesowe ewentualnej realizacji projektu.

10 Ponadto sieci elektroenergetyczne, w szczególności w Polsce, omijał postęp w obszarze eksploatacji (w obszarze diagnostyki urządzeń, prac pod napięciem, zarządzania likwidacją skutków wielkich awarii).

9

10

Jan Popczyk / Politechnika Śląska

warunkami pogodowymi (prędkością wiatru, temperaturą powietrza, nasłonecznieniem). Z kolei postęp w inżynierii materiałowej już od dawna zapewnia dostęp do przewodów wysokotemperaturowych. Wymiana tradycyjnych przewodów linii napowietrznych na wysokotemperaturowe, w Polsce na razie bardzo rzadka, jest niezwykle efektywnym sposobem zwiększania zdolności przesyłowych sieci.

Intensyfikacja wykorzystania istniejących sieci w drugiej dekadzie w żadnym wypadku nie może być traktowana kosmetycznie. Wielki jej rzeczywisty potencjał ma jeszcze trzecią podstawę, oprócz dwóch podanych (obciążalności dynamicznej i przewodów wysokotemperaturowych). Mianowicie, w monopolistycznej elektroenergetyce sieci były dostosowywane do źródeł. To wynikało z dominującej w elektroenergetyce pozycji podsektora wytwórczego (z wielkimi blokami wytwórczymi), ukształtowanej w długim historycznym procesie. W rynkowej elektroenergetyce, na etapie konkurencji kreowanej według zasady TPA, przychodzi czas na odwrócenie porządku.

Dopasowywanie źródeł do istniejącej sieci staje się bardzo silną zasadą. W ramach tej zasady można rozwiązywać wiele nabrzmiałych praktycznych problemów, nierozwiązywalnych w starym porządku. Jednym z bardzo ważnych przykładów są słabe sieci wiejskie (niskiego i średniego napięcia). W starym porządku rozwiązanie musiałoby polegać na klasycznej (sieciowej) reelektryfikacji polskich wsi. Nowoczesne rozwiązanie rynkowe polega na reelektryfikacji mającej podstawę w innowacyjnej energetyce rozproszonej, wytwórczej i w rolnictwie energetycznym (we własnych zasobach wsi).

Intensyfikacja wykorzystania istniejących sieci oznacza pilną potrzebę budowy publicznej (dla podmiotów rynkowych) mapy dostępnych zasobów sieciowych. W szczególności mapa ta powinna być nośnikiem nowego systemu sygnałów lokalizacyjnych, opartych na cenach węzłowych. W nadchodzącej dekadzie system ten powinien być adresowany do: • odbiorców końcowych (zwłaszcza inwestorów przemysłowych zainteresowanych możliwością zakupu taniej energii elektrycznej w obszarach z nadwyżką zdolności przepustowych sieci) • dostawców usług systemowych (zainteresowanych np. budową źródeł interwencyjnych, źródeł rezerwowych dla energetyki wiatrowej itp.)

• wytwórców w energetyce wielkoskalowej (zainteresowanych modernizacją istniejących bloków) • inwestorów w obszarze energetyki rozproszonej (zainteresowanych budową lokalnych źródeł na obszarach o wysokim poziomie cen energii elektrycznej oraz deficytowych pod względem zdolności przepustowych sieci).

OD ROZPROSZENIA DO SYSTEMU I Z POWROTEM Z natury rzeczy elektroenergetyka na początku (koniec XIX w.) była rozproszona. Taki sposób jej funkcjonowania stał się jednak, na etapie powszechnej elektryfikacji poszczególnych krajów, poważnym ograniczeniem w obniżaniu kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Dlatego w dalszym procesie rozwojowym musiały nastąpić poważne zmiany w funkcjonowaniu elektroenergetyki. Zmiany te poszły w kierunku łączenia małych systemów w coraz większe za pomocą sieci. Jednak, dopóki bloki wytwórcze nie były wielkie (do połowy XX w.), presja na zwiększanie systemów też nie była silna i rozmiary systemów były ograniczone (nie przekraczały granic regionów w poszczególnych krajach).

Wielkie połączone systemy (przekraczające granice państw) są właściwością elektroenergetyki od połowy XX w. Powodem, który zadecydował o rozwoju systemów, było dążenie do obniżki kosztów wytwarzania energii elektrycznej, głównie poprzez zwiększanie mocy bloków wytwórczych (atomowych do poziomu 1500 MW, węglowych do poziomu 800 MW) i dobór najtańszego (na etapie inwestycji i eksploatacji) zestawu tych coraz większych bloków, przy uwzględnieniu bardzo silnie zmieniającego się obciążenia odbiorców. Obniżka kosztów, będąca troską elektroenergetyki na każdym etapie jej rozwoju, inaczej wygląda w elektroenergetyce monopolistycznej, a inaczej w rynkowej (konkurencyjnej). Poniżej przedstawiono, koncentrując się na rozpływach sieciowych, istotę różnicy rachunku optymalizacyjnego w elektroenergetyce monopolistycznej i rynkowej (konkurencyjnej) w sposób bardziej ścisły.

Zadanie optymalizacyjne, polegające na wyznaczeniu ekonomicznego rozdziału obciążeń między źródła wytwórcze, zwane w elektroenergetyce monopolistycznej zadaniem optymalizacyjnym ERO, było w tej elektroenergetyce w ciągu kolejnych dziesięcioleci (od lat pięćdziesiątych po osiemdziesiąte) najbardziej reprezentatywnym przykładem ekonomiki połączonych systemów wytwórczo-przesyłowych. Zadanie to stanowi zarazem punkt wyjścia do współczesnej analizy węzłowych kosztów krańcowych w układach sieciowych w elektroenergetyce rynkowej, z konkurencją kreowaną na zasadzie TPA.

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

11

Zadanie ERO polega ogólnie na minimalizacji funkcji: nG Zadanie polega ogólnie na minimalizacji funkcji: Zadanie ERO polegaERO ogólnie na minimalizacji funkcji:

K (PG )  ki  PGi 

(1)

nG i 1

K (PG )  ki  PGi 

(1) (1) gdzie: K(PG) jest całkowitym zmiennym kosztem wytwarzania energii elektrycznej we wszystkich źródłach pracujących w systemie elektroenergetycznym, ki(PGi) jest nieliniową gdzie: ) jest całkowitym zmiennym kosztem wytwarzania energii elektrycznej we gdzie: K(PG)K(P jestGcałkowitym zmiennym kosztem wytwarzania energii elektrycznej we wszystkich źródłach charakterystyką/funkcją określającą zmienny koszt wytwarzania energii elektrycznej w źródle wszystkich źródłach pracujących przez elektroenergetycznym, ki(Pźródeł jest wytwórczych nieliniową pracujących elektroenergetycznym, kwi(Psystemie ) jest nieliniową charakterystyką/funkcją zmienny Gi)określającą i,w systemie PGi określa moc generowaną źródło i, natomiast nG jest liczbą Gi charakterystyką/funkcją określającą koszt wytwarzania elektrycznej wjednostek źródle koszt wytwarzania energii w elektrycznej w źródle i,zmienny PGi określa moc generowaną przez źródło natomiast nG jest pracujących systemie.

W zadaniu ERO zakłada się, żeenergii znany jesti, skład i, P określa moc generowaną przez źródło i, natomiast n jest liczbą źródeł wytwórczych liczbą źródełwytwórczych. wytwórczych pracujących systemie.się W dla zadaniu ERO zakłada się, żesieci znanyprzy jest założeniu skład jednostek Gi G Obliczenia w wykonuje ustalonej konfiguracji stałej pracujących w systemie.

Wustalonej zadaniuwęzłach.

ERO zakłada się,założeniu że znany skład jednostek wytwórczych.

Obliczenia wykonuje się dla konfiguracji sieci przy stałejjest mocy odbieranej w pomocy odbieranej w poszczególnych wytwórczych. szczególnych węzłach. Obliczenia wykonuje się dla ustalonej konfiguracji sieci przy założeniu stałej Jeśli pominąć straty przesyłowe, a także ograniczenia wytwarzania mocy w źródłach odbieranej w poszczególnych węzłach. wytwarzania mocy w źródłach oraz ograniczenia sieJeślimocy pominąć straty przesyłowe, a także ograniczenia oraz ograniczenia sieciowe, to zadanie minimalizacji funkcji (1) jest zadaniem z jednym ciowe, to zadanie minimalizacji funkcji (1) jest zadaniem z jednym ograniczeniem równościowym, Jeśli pominąć straty przesyłowe, a także ograniczenia mocy wwynikającym źródłach ograniczeniem równościowym, wynikającym z bilansu wytwarzania mocy w połączonym systemie z bilansu mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym określonym równaniem: oraz ograniczenia sieciowe, to zadanie minimalizacji funkcji (1) jest zadaniem z jednym elektroenergetycznym określonym równaniem: ograniczeniem równościowym, nwynikającym z bilansu mocy w połączonym systemie nw G elektroenergetycznym określonym równaniem: PGi  PLi 0 (2) (2) i 1

 P nG i 1

  P nw i 1

(2) Gi Li 0 i 1 odbieraną i 1 i, a n PLi oznacza mocodbieraną czynną w wwęźle i, liczbę a nw oznacza liczbę Zadanie węzłów towmożna sieci. gdzie gdzie PLi oznacza moc czynną w węźle oznacza węzłów w sieci.

Zadanie towykorzystując można rozwiązać wykorzystując w tym Lagrange’a. celu odpowiednio utworzoną rozwiązać analitycznie, w tymanalitycznie, celu odpowiednio utworzoną funkcję oznacza czynną odbieraną w oprócz węźle ograniczenia i, a nw oznacza liczbę węzłów w sieci. gdzie PLi Lagrange’a. funkcję W rzeczywistości zadaniemoc minimalizacji funkcji (1) ma równościowego (2), uzupełnioneZadanie to można rozwiązać analitycznie, wykorzystując w tym celu odpowiednio utworzoną go o straty mocy w sieci, trzy rodzaje ograniczeń nierównościowych. Są to ograniczenia: górne i dolne mocy źródeł W rzeczywistości zadanie minimalizacji funkcji (1) ma oprócz ograniczenia funkcję wytwórczych, górneLagrange’a. przepustowości linii (ograniczenia prądowe lub inaczej gałęziowe, dotyczące linii i transformarównościowego (2), uzupełnionego o straty mocy w sieci, trzy rodzaje ograniczeń torów) oraz górne napięć w węzłach sieci elektroenergetycznej (ograniczenia napięciowe lubograniczenia inaczej węzłoWi dolne rzeczywistości zadanie minimalizacji (1) ma oprócz nierównościowych.

Są to ograniczenia: górne i funkcji dolne mocy źródeł wytwórczych, górne we). Do rozwiązania zadania z ograniczeniami nierównościowymi (metodą iteracyjną) wykorzystuje się twierdzenie równościowego straty mocy w sieci,gałęziowe, trzy rodzaje ograniczeń przepustowości (2), liniiuzupełnionego (ograniczenia oprądowe lub inaczej dotyczące linii i Kuhna-Tuckera. nierównościowych. ograniczenia: i dolne mocy źródeł górne transformatorów) Są orazto górne i dolnegórne napięć w węzłach sieciwytwórczych, elektroenergetycznej Z ekonomicznego punktu podstawowe znaczenielub w zadaniu minimalizacji funkcji mają charakteprzepustowości liniiwidzenia (ograniczenia prądowe inaczej gałęziowe, dotyczące linii i (ograniczenia napięciowe lub inaczej węzłowe).

Do rozwiązania zadania z(1)ograniczeniami rystyki/funkcje określające zmienne koszty wytwarzania energii w poszczególnych źródłach wytwórtransformatorów) oraz górneiteracyjną) i dolnewykorzystuje napięć elektrycznej w się węzłach sieci Kuhna-Tuckera. elektroenergetycznej nierównościowymi (metodą twierdzenie czych. W praktyce koszty napięciowe te na ogół określało się w przeszłości źródła na podstawie jego technicznej (ograniczenia lub inaczej węzłowe). dla Dokażdego rozwiązania zadania z ograniczeniami Z ekonomicznego punktu widzenia podstawowe znaczenie paliwa. w zadaniu minimalizacji charakterystyki sprawności, wyznaczonej pomiarowo, i przeciętnej ceny jednostkowej Jeszcze nierównościowymi (metodą iteracyjną) wykorzystuje się twierdzenie Kuhna-Tuckera.częściej mifunkcji (1) mają charakterystyki/funkcje określające zmienne koszty wytwarzania nimalizację kosztu w równaniu (1) zastępowało się minimalizacją ilości zużytego paliwa. Generalną zasadąenergii w moZ ekonomicznego widzenia znaczenie w zadaniu minimalizacji elektrycznej w poszczególnych źródłachpodstawowe wytwórczych.

W praktyce koszty te na ogół nopolistycznej elektroenergetyce byłopunktu przy tym stosowanie w rachunku optymalizacyjnym kosztów przeciętnych. funkcji (1) się mają charakterystyki/funkcje określające koszty wytwarzania energii określało wżeprzeszłości dla każdego źródła na podstawie jego technicznej charakterystyki Trzeba natomiast pamiętać, rynek konkurencyjny działa w oparciu ozmienne koszty krańcowe. elektrycznej w poszczególnych źródłach wytwórczych.

W praktyce koszty te na ogół sprawności, wyznaczonej pomiarowo, i przeciętnej jednostkowej paliwa.

Jeszcze Według klasycznej definicji krótkookresowy koszt krańcowy energiiceny elektrycznej w węźle i ( Short Run Marw przeszłości dlakrótkookresową każdego źródła(1) nazastępowało podstawie jego technicznej minimalizację kosztu w równaniu się minimalizacją ilości zużytego nazywany dalej także ceną węzłową (Locational Marginalcharakterystyki Price – LMP ), jest ginal Costokreślało – częściej SRMC), się sprawności, wyznaczonej pomiarowo, i przeciętnej ceny jednostkowej paliwa.

Jeszcze paliwa.

Generalną zasadązmiennego w monopolistycznej elektroenergetyce było przy tym stosowanie w równy minimalnej zmianie całkowitego kosztu wytwarzania energii w systemie, spowodowanej zmianą częściej wkosztów równaniu (1) zastępowało się minimalizacją ilości zużytego rachunku przeciętnych. natomiast pamiętać, że okres” rynek zapotrzebowania w minimalizację tymoptymalizacyjnym węźle. W kosztu warunkach polskiego rynku energiiTrzeba elektrycznej przez pojęcie „krótki paliwa.

Generalną zasadą w monopolistycznej elektroenergetyce było przy tym stosowanie w konkurencyjny działa, opierając się na kosztach krańcowych. rozumie się zwykle okres równy jednej godzinie. W związku z tym, w danej godzinie miarą energii odebranej/wyrachunku optymalizacyjnym kosztów przeciętnych.

Trzeba natomiast pamiętać, że rynek generowanej w węźle i możeklasycznej być stała moc czynna.krótkookresowy Definicję krótkookresowego kosztu węzłowego można zatem Według definicji koszt krańcowy energii elektrycznej w konkurencyjny działa, opierając się na kosztach krańcowych. zapisać za pomocą zależności: węźle i (Short Run Marginal Cost – SRMC), nazywany dalej także krótkookresową ceną Według klasycznejMarginal definicjiPrice krótkookresowy krańcowy energii elektrycznej w węzłową (Locational – LMP), jestkoszt równy minimalnej zmianie całkowitego K (PG ) węźle i (Short Run Marginal Cost – SRMC), nazywany dalej także krótkookresową ceną zmiennego kosztu wytwarzania w isystemie, spowodowanej zmianą zapotrzebowania LMPienergii SRMC  (3) PLirówny węzłową (Locational Marginalpolskiego Price – rynku LMP),energii jest minimalnej całkowitego w tym węźle.

W warunkach elektrycznej przezzmianie pojęcie(3) „krótki okres” zmiennego kosztu wytwarzania energii w godzinie. systemie, W spowodowanej zmianą zapotrzebowania rozumie się zwykle okres równy jednej związku z tym, w danej godzinie miarą Krótkookresowy koszt krańcowy energii elektrycznej (krótkookresowa cena Definicję węzłowa) w tym węźle.

W warunkach polskiego rynku energii elektrycznej przez pojęcie „krótki okres” energii odebranej/wygenerowanej w węźle i może być stała moc czynna.

Krótkookresowy koszt krańcowy energii elektrycznej (krótkookresowa cena węzłowa) powinien zostać wypowinien zostać wyznaczony w optymalnym stanie pracy systemu elektroenergetycznego. rozumie się zwykle okres równy jednej godzinie.

W związku z tym, w danej godzinie miarą W krótkookresowego kosztu węzłowego można zatem zapisać za pomocą zależności: znaczony w optymalnym stanie pracy systemu elektroenergetycznego. W celu określenia wartości krótkookresocelu określenia wartości krótkookresowych węzłowych należy rozwiązać zadanie energii odebranej/wygenerowanej w optymalizacji węźle ikosztów może być stała czynna.

Definicję wych kosztów węzłowych należy rozwiązać zadanie rozpływu mocy OPF,moc minimalizujące funkcję celu optymalizacji rozpływu mocyzwiązek OPF, minimalizujące funkcję celu mocy (1). Po raz pierwszy w kosztu węzłowego można zatem zapisać za pomocą zależności: (1). Po razkrótkookresowego pierwszy w literaturze światowej między optymalnym rozpływem a krótkookresowymi literaturze światowej związek między optymalnym rozpływem mocy a krótkookresowymi kosztami krańcowymi energii elektrycznej w węzłach sieci opisali M.C. Caramanis, R.E. Bohn, F.C. Schweppe (Opti-6 kosztami krańcowymi energii elektrycznej w węzłach sieci opisali M.C. Caramanis, R.E. mal Spot Pricing: Practice and Theory, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, 1982).

Bohn, F.C. Schweppe (Optimal Spot Pricing: Practice and Theory, IEEE Transactions on 6 Power Apparatus and Systems, 1982).

Wymienieni autorzy przedstawili koncepcję zróżnicowanej czasowo i przestrzennie węzłowej ceny energii elektrycznej nazwanej spot price of electricity. W późniejszym okresie za granicą tematyka ta została znacznie rozwinięta w wielu opracowaniach, zaś w Polsce

12

Power Apparatusświatowej and Systems, 1982). literaturze związek między optymalnym rozpływem mocy a krótkookresowymi Wymienieni autorzy przedstawili koncepcję zróżnicowanej czasowo i przestrzennie kosztami krańcowymi energii elektrycznej w węzłach sieci opisali M.C. Caramanis, R.E. węzłowej ceny energii elektrycznej nazwanej spot price of electricity.

W późniejszym okresie on Bohn, F.C. Schweppe (Optimal Spot Pricing: Practice and Theory, IEEE Transactions Jan Popczyk / Politechnika Śląska za granicą została znacznie Power tematyka Apparatustaand Systems, 1982).rozwinięta w wielu opracowaniach, zaś w Polsce m.in. w pracach prowadzonych na Wydziale Politechniki Śląskiej H. Wymienieni autorzy przedstawili Elektrycznym koncepcję zróżnicowanej czasowo(najpierw i przestrzennie Kocot, następnie R.energii Korab).elektrycznej Zastosowanie zadania OPF naofrynku energii, węzłowej ceny nazwanej spot price electricity.

W funkcjonującym późniejszym okresie według modelu aktualnie obowiązującego w Polsce, wymaga modyfikacji funkcji do za granicą ta koncepcję została znacznie rozwinięta w i przestrzennie wielu opracowaniach, zaś(1) wenergii Polsce Wymienieni autorzy tematyka przedstawili zróżnicowanej czasowo węzłowejcelu ceny postaci: m.in. wspot pracach na Wydzialeokresie Elektrycznym Śląskiejznacznie (najpierw elektrycznej nazwanej price prowadzonych of electricity. W późniejszym za granicąPolitechniki tematyka ta została roz-H. następniezaś R.w Polsce Korab). m.in.

Zastosowanie zadania OPF na naWydziale rynku energii, funkcjonującym winięta w wieluKocot, opracowaniach, w pracach prowadzonych Elektrycznym PolitechnG mn m według H. modelu obowiązującego w Polsce, wymaga modyfikacji funkcji celu (1) do niki Śląskiej (najpierw Kocot, aktualnie następnie R. Korab).

Zastosowanie zadania OPF na rynku energii, funkcjonującym o    KCZ ( P , P ) C P C ( P P ) (4)    Gp Gr ip Gip ir Gir Gir postaci: według modelu aktualnie obowiązującego w Polsce, wymaga modyfikacji funkcji celu (1) do postaci: i1

pm1

r 1

mn

nG

m

o , P(GrP)Gp ,–PGrcałkowity w gdzie: KCZ(PGp KCZ )  koszt Cip PGippokrycia  Cir (zapotrzebowania PGir  PGir ) (4) (4) systemie elektroenergetycznym, PGip – zaakceptowana i1 pm1 do produkcji r 1 moc z pasma p oferty przyrostowej o jednostki wytwórczej i, PGp = [PGip; i = 1, 2,..., nG; p = m+1,..., m+n], P Gir – moc oferowana gdzie: KCZ(P , PKCZ(P ) – całkowity zapotrzebowania w systemie elektroenergetycznym, Pdo – , PGrkoszt )redukcyjnej – pokrycia całkowity kosztwytwórczej pokrycia w systemie gdzie: Gp pasma Gr Gip w ramach rGpoferty jednostki i,zapotrzebowania PGir – zaakceptowana zaakceptowana do produkcji moc z pasma przyrostowej wytwórczej PGpGir i = 1,nG2,..., elektroenergetycznym, PGippredukcyjnej –oferty zaakceptowana dojednostki produkcji moci, zPGr pasma p= produkcji moc z pasma r oferty jednostki wytwórczej =i, [P ;oferty i[P = Gip 1,; przyrostowej 2,..., ; o oip, Cir – odpowiednio P = [P ; i = 1, 2,..., n ; p = m+1,..., m+n], – moc oferowana jednostki wytwórczej i, P jednostkowa cena energii w paśmie p lub r oferty r = 1, 2,..., m], C Gp Gip G Gir wytwórczej i, P nG; p = m+1,..., m+n], PGir – moc oferowana w ramach pasma r oferty redukcyjnej jednostki Gir przyrostowej/redukcyjnej jednostki wytwórczej i, jednostki m, nwytwórczej – wytwórczej odpowiednio liczba pasm w ramach pasma oferty jednostki i,i, PPGir – – zaakceptowana do produkcji moc rz pasma r redukcyjnej oferty redukcyjnej = [Pzaakceptowana ; i = 1,oferty 2,..., nG;do Gr Gir redukcyjnej/przyrostowej zadeklarowanych przezjednostki jednostkę produkcji moc z pasma r oferty redukcyjnej PGr = [PGir; i = 1, 2,..., nG; jednostkowa cena energii w paśmiewytwórczej pwytwórczą lub r ofertyi,i.przyrostowej/redukcyjnej r = 1, 2,..., m], Cip, Cir – odpowiednio r Zmiennymi = 1, 2,..., Cip, Cir – odpowiednio jednostkowa cena paśmie p lub rprzez oferty jednostki wytwórczej i, m,m], n –decyzyjnymi odpowiednio liczba pasm oferty redukcyjnej/przyrostowej zadeklarowanych podlegającymi optymalizacji w energii zadaniuwOPF w warunkach przyrostowej/redukcyjnej jednostki wytwórczej i, m, n – odpowiednio liczba pasm jednostkęrynkowych wytwórczą i.są wielkości mocy deklarowane przez poszczególne jednostki wytwórcze w pasmachoferty zadeklarowanych przez jednostkę i. zadania.

Zmiennymi decyzyjnymi natomiast podlegającymi optymalizacji w zadaniu OPF w warunkach rynkowych są wielkości ofert redukcyjnej/przyrostowej bilansujących, ceny oferowane w tych pasmach sąwytwórczą parametrami Skład mocy deklarowane poszczególne jednostki wytwórcze w pasmach ofert bilansujących, natomiast ceny jednostek przez wytwórczych nie ulega zmianie w wyniku przeprowadzenia obliczeń.

W zadaniu tymofeZmiennymi decyzyjnymi podlegającymi optymalizacji w zadaniu OPF w warunkach rowane w tych pasmach są parametrami zadania.

Skład jednostek wytwórczych nie ulega zmianie w wyniku przefunkcji w obszarze określonym przez techniczne ograniczenia poszukuje się minimum rynkowych są wielkości mocy(4) deklarowane przez poszczególne jednostki wytwórcze w pasmach prowadzenia obliczeń.

W zadaniu tym poszukuje się minimum funkcji (4) w obszarze określonym przez techniczne równościowe i nierównościowe. ofert bilansujących, natomiast ceny oferowane w tych pasmach są parametrami zadania. Skład ograniczenia równościowe i nierównościowe. jednostek wytwórczych niecelu ulega(4) zmianie wyniku przeprowadzenia obliczeń. W zadaniu tym Uwzględniając funkcję oraz w klasyczną definicjękosztu krótkookresowego kosztu Uwzględniając funkcję celu (4) oraz klasyczną definicję krótkookresowego krańcowego (3), w warun(4) w obszarze określonym przez techniczne ograniczenia poszukuje(3),sięw minimum krańcowego warunkachfunkcji polskiego rynku energii elektrycznej, krótkookresowy koszt kach polskiego rynku energiiielektrycznej, krótkookresowy koszt krańcowy w węźle i można zdefiniować następurównościowe nierównościowe. krańcowy w węźle i można zdefiniować następująco: jąco: Uwzględniając funkcję celu (4) oraz klasyczną definicję krótkookresowego kosztu krańcowego (3), w warunkach polskiego energii elektrycznej, krótkookresowy koszt KCZrynku (PGp , P Gr ) krańcowy w węźleLMP i można zdefiniować następująco: (5) (5) i SRMC i  PLi

KCZ (PGp ,P Gr ) Krótkookresowy koszt węzłowy (5) można rozłożyć na składniki o prostej interpretacji Krótkookresowy koszt węzłowy (5) można rozłożyć naskładniki o prostej interpretacji fizykalnej, są to: koszt LMP (5) i SRMCi  są to: koszt węzłowy elektrycznej, czynnej w węźle węzłowy fizykalnej, energii elektrycznej, czynnej w węźleenergii bilansującym, kosztP strat sieciowych (od bilansującym, przepływu mocykoszt pozorLi stratkoszt sieciowych (odgałęziowych/prądowych przepływu mocy pozornych), koszt ograniczeń gałęziowych/prądowych nych), ograniczeń i koszt ograniczeń węzłowych/napięciowych.

W formie ianalityczograniczeń węzłowych/napięciowych. W formie analitycznej składniki te mają postać: nejkoszt składniki te mająKrótkookresowy postać: koszt węzłowy (5) można rozłożyć na składniki o prostej interpretacji fizykalnej, są to: koszt węzłowy nenergii elektrycznej, czynnej w węźle bilansującym, koszt nw g 7 U j  Pstr  Qstr max S g  LMPb  LMPi 1  LMPqb  µ g   µUjmin  µUjmax (6) (6) P P P P



Li







Li

g 1

Li



j 1

Li

gdzie: LMP energiiczynnej czynneji biernej i biernej w węźle bilansującym, b, LMP str gdzie: LMP , LMPqbqb –– cena cena węzłowa węzłowa energii w węźle bilansującym, Pstr, QPstrstr,– Qstraty mocy b – straty mocy czynnej i biernej w sieci, S – przepływ mocy pozornej w gałęzi g, U – moduł g czynnej i biernej w sieci, Sg – przepływ mocy pozornej w gałęzi g, Uj – moduł napięcia w węźle j,j m – wektor mnożnapięcia w węźle j,dlaµ ograniczeń – wektor mnożnikówng – liczba Kuhna–Tuckera dla ograniczeń ników Kuhna–Tuckera nierównościowych, gałęzi.

– liczba gałęzi. nierównościowych, n g Krótkookresowe koszty/ceny węzłowe stanowią bardzo silne sygnały lokalizacyjne i znacznie polepszają uwarunkowania dla konkurencji w połączonych systemach. oznacza to między innymi przenoszenie Krótkookresowe koszty/ceny węzłowe stanowiąW praktyce bardzo silne sygnały lokalizacyjne i wytwarzania na niższe poziomy napięciowe, bliżej odbiorców.

Trzeba przy tym podkreślić, że koncepcja konkurenznacznie polepszają uwarunkowania dla konkurencji w połączonych systemach. W praktyce cji oznacza według zasady TPA i rozwój kosztów/cen węzłowych na świecie zbiegłynapięciowe, się w czasie bliżej z gwałtownym to między innymimetodyki przenoszenie wytwarzania na niższe poziomy rozwojem gazowych technologii kogeneracyjnych (na gaz ziemny).

Dzięki temu trend przenoszenia wytwarzania odbiorców. Trzeba przy tym podkreślić, że koncepcja konkurencji według zasady TPA i bliżej odbiorców (u których są odbiory ciepła) niezwykle się wzmocnił w latach 2000–2001, rozwój metodyki kosztów/cen węzłowych) na świecie zbiegły(kryzys się w kalifornijski czasie z gwałtownym który można było rozwiązaćtechnologii efektywnie zakogeneracyjnych pomocą szokowego(na wzrostu gazowej,temu znacznie się do tego rozwojem gazowych gaz kogeneracji ziemny). Dzięki trend przyczynił). przenoszenia wytwarzania bliżej odbiorców (u których są odbiory ciepła) niezwykle się Obecnie(kryzys proces przenoszenia bliżej odbiorców wchodzibyło w drugą fazę, a powodują wzmocnił kalifornijski wytwarzania w latach 2000–2001, który można rozwiązać efektywnieją decyzje 11 polityczne dotyczące wykorzystania odnawialnej , która z natury rozproszona.

Rozwój zastosowań za pomocą szokowego wzrostuenergetyki kogeneracji gazowej, znacznie się dojest tego przyczynił).

Obecnie proces przenoszenia wytwarzania bliżej odbiorców wchodzi w drugą fazę, a powodują ją decyzje polityczne dotyczące wykorzystania energetyki odnawialnej11, która z natury jest rozproszona. Rozwój zastosowań technologii odnawialnych, widzianych łącznie z systemami ich sterowania technicznego i zarządzania rynkowego, w sposób widoczny

11 Inaczej, dążenie do obniżenia zużycia paliw pierwotnych i ochrona środowiska (obecnie redukcja emisji CO2).

7

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

13

technologii odnawialnych, widzianych łącznie z systemami ich sterowania technicznego i zarządzania rynkowego, w sposób widoczny prowadzi do nowych zmian jakościowych. Mianowicie, ekonomiczny efekt skali (wielkie bloki wytwórcze, wielkie systemy sieciowe) jest wypierany przez silniejszy efekt lokalnej integracji technologicznej.

Przykładami takiej integracji są już, na poziomie komercyjnym, farmy wiatrowe integrowane z istniejącymi elektrowniami szczytowo-pompowymi, biogazownie integrowane ze źródłami kogeneracyjnymi i lokalnymi systemami gazowymi (gazu ziemnego), a także z lokalnymi wytwórniami biopaliw płynnych (obecnie transportowych) i ulepszonych biopaliw stałych (pelety, brykiety) i wiele innych.

Siłą napędową integracji technologicznej w kolejnych dwóch dekadach będzie rozwój paliw drugiej genera12 cji , przede wszystkim biopaliw gazowych (druga dekada) i gazów syntezowych otrzymywanych w procesie przeróbki węgla, zarówno kamiennego, jak i brunatnego (trzecia dekada). Rozwój ten otworzy drogę do energetyki wodorowej i uniwersalizacji technologii energetycznych, tzn. do takich technologii, które będą się praktycznie nadawać do wykorzystania na wszystkich trzech rynkach końcowych: energii elektrycznej, ciepła i transportu. Symbolem tych technologii będzie ogniwo paliwowe. Spektakularnymi przykładami projektów wodorowych już obecnie są: Kalifornia – sieć stacji wodorowych (1000 stacji w 2014 roku) i flota autobusów wodorowych, Norwegia – wyspa wiatrowo-wodorowa, przemysł samochodowy – Toyota, Mercedes, lotnictwo – Boeing.

Najważniejszym przykładem w Europie, potwierdzającym siłę trendów rozwojowych energetyki rozproszonej, jest Dania.

Jednak kluczowe znaczenie doświadczenia amerykańskie (USA).

Na te ostatnie doświadczenia wielkoskalowych z jednejmają strony, z drugiej natomiast doświadczenia związane z składają się:funkcjonowaniem odwrót od technologii wielkoskalowych z jednej strony, z drugiej natomiast doświadczenia związane kilkunastu milionów autonomicznych źródeł wytwórczych. z funkcjonowaniem kilkunastu milionów autonomicznych źródeł wytwórczych. wielkoskalowych z jednej strony, z drugiej natomiast doświadczenia związane z Ewolucja ekonomiki w energetyce. Internalizacja kosztów zewnętrznych środowiska – funkcjonowaniem kilkunastu milionów autonomicznych źródeł wytwórczych.

EWOLUCJA EKONOMIKI W ENERGETYCE. INTERNALIZACJA KOSZTÓW ZEWNĘTRZNYCH nowa struktura podatku akcyzowego – nowa struktura konkurencyjności technologii ŚRODOWISKA – NOWA STRUKTURA PODATKU AKCYZOWEGO – NOWA STRUKTURA KONKURENenergetycznych ekonomiki w energetyce. Internalizacja kosztów zewnętrznych środowiska – CYJNOŚCIEwolucja TECHNOLOGII ENERGETYCZNYCH Ocenastruktura efektywności inwestycji w –monopolistycznej ekonomice kosztowej.

W tym nowa podatku akcyzowego nowa struktura konkurencyjności technologii przypadku zakres inwestycji w źródła wytwórcze wynika z konieczności pokrycia energetycznych Ocena efektywności inwestycji w monopolistycznej ekonomice kosztowej. W tym przypadku maksymalnego zapotrzebowania na energię elektryczną, z uwzględnieniem normatywnego zakres inwestycji wytwórczeinwestycji wynika z konieczności pokrycia maksymalnego zapotrzebowania Ocenaw źródła efektywności w monopolistycznej ekonomice kosztowej. naWenergię tym marginesu rezerwy. Metodyka optymalizacyjna polega zaś na wyborze wariantu elektryczną,przypadku z uwzględnieniem normatywnego marginesu rezerwy.

Metodyka optymalizacyjna polega zaś na wybozakres inwestycji w źródła wytwórcze wynika z konieczności pokrycia inwestycyjnego, zapewniającego jego minimalny koszt łączny (budowy i eksploatacji) rze wariantumaksymalnego inwestycyjnego,zapotrzebowania zapewniającego jego koszt łączny (budowy i eksploatacji)normatywnego zdyskontowany na minimalny energię elektryczną, z uwzględnieniem zdyskontowany na rok zerowy: na rok zerowy: marginesu rezerwy. Metodyka optymalizacyjna polega zaś na wyborze wariantu inwestycyjnego, zapewniającego jego minimalny koszt łączny (budowy i eksploatacji) T zdyskontowany na rok zerowy: (7) (7)  ( Jt  Kt ) at  min t 0

1

T

 ( J aK1)ar  min t

t

t

t

t

(8) (7)

t 0

1

(8) r – t gdzie: J – nakłady inwestycyjne, a Kt –koszty (8) 1  r  eksploatacji, a – współczynnik dyskontujący, stopa dyskonta, t – indeks oznaczający kolejne lata w okresie życia projektu. zadania jest zadanie na zastąpieniu normatywnego odwzorowania gdzie: Odmianą J – nakłady inwestycyjne, K – polegające koszty eksploatacji, a – współczynnik dyskontujący, r– gdzie:niezawodności J – nakłady inwestycyjne, K – koszty w eksploatacji, a – współczynnik dyskontujący, r – stopa dyskonta, odwzorowaniem postaci kosztu zawodności.

Wówczas minimalizacji stopa dyskonta, t – indeks oznaczający kolejne lata w okresie życia projektu. t – indeks oznaczający kolejne lata w okresie projektu. trzy składniki: nakłady inwestycyjne, koszty podlega zdyskontowany kosztżycia obejmujący Odmianą zadania jest zadanie polegające na zastąpieniu odwzorowania normatywnego odwzorowania Odmianą zadania jest zadanie polegające na normatywnego niezawodności eksploatacyjne i odrębnie określonezastąpieniu koszty zawodności.

Koszty zawodności określa się oddla niezawodności odwzorowaniem w postaci kosztupodlega zawodności.

Wówczas minimalizacji wzorowaniem w postaci kosztu zawodności.

Wówczas minimalizacji zdyskontowany koszt obejmujący trzy zróżnicowanych wariantów inwestycyjnych, przy tym takich, które przynajmniej w podlega zdyskontowany koszt obejmujący trzyokreślone składniki: nakłady inwestycyjne, koszty składniki: nakłady inwestycyjne, kosztyzapewniają eksploatacyjne i odrębnie koszty zawodności.

Koszty zawodności warunkach normalnych pokrycie maksymalnego zapotrzebowania. i odrębnie określone koszty przy zawodności. zawodnościw warunkach określa się nordla określa się eksploatacyjne dla zróżnicowanych wariantów inwestycyjnych, tym takich,Koszty które przynajmniej Oczywiście, konsekwencją przedstawionej tu ekonomiki są wynikowe ceny, zróżnicowanych wariantów inwestycyjnych, malnych zapewniają pokrycie maksymalnego zapotrzebowania. przy tym takich, które przynajmniej w przenoszące łącznyprzedstawionej koszt, wprawdzie zminimalizowany, ale uniemożliwiający odbiorcom warunkach normalnych zapewniają maksymalnego zapotrzebowania.

Oczywiście, konsekwencją tupokrycie ekonomiki są wynikowe ceny, przenoszące łączny koszt, wpraw-i dostawcom podjęcie gry popytowo-podażowej. dzie zminimalizowany, ale uniemożliwiający odbiorcom i dostawcom podjęcie gry popytowo-podażowej.

Oczywiście, konsekwencją przedstawionej tu ekonomiki są wynikowe ceny, Ocena efektywności inwestycji w konkurencyjnej ekonomice rynkowej. W tym przypadku przenoszące łączny koszt, wprawdzie zminimalizowany, ale uniemożliwiający odbiorcom i Ocena efektywności inwestycji w konkurencyjnej ekonomice rynkowej.

W tym przypadku nanastępuje odwrócenie Inwestor bada rynek, w szczególności określa cenę, jaką może dostawcom podjęcie grysytuacji. popytowo-podażowej. stępuje odwrócenie Inwestor bada rynek, w szczególności jaką może uzyskać za towar/usłuuzyskaćsytuacji. za towar/usługę (prognozuje cenę, którąokreśla zapłacicenę, odbiorca).

Przyjmując tę cenę za Ocena efektywności inwestycji w konkurencyjnej ekonomice rynkowej. W tym przypadku punkt wyjścia, dokonuje oceny efektywności inwestycji i podejmuje pozytywną decyzję 12 Rolnicynastępuje definiują paliwa drugiej generacjisytuacji. jako te, których produkcjabada nie jestrynek, konkurencyjna względem produkcjiokreśla żywności. Energetycy natomiast odwrócenie Inwestor w szczególności cenę, jaką może inwestycyjną tylko wówczas, jeśli z procesu wskaźniki efektywności są dla niego satysfakcjonujące pod jako te, któreuzyskać mają wysokiza (np.towar/usługę 1,6) stosunek energii na wyjściu do energii włożonej w procesie pozyskiwania paliwa. (prognozuje cenę, którą zapłaci odbiorca). Przyjmując tę cenę za względem oczekiwanego wynagrodzenia i zaangażowanego kapitału własnego (nie może punkt wyjścia, dokonuje oceny efektywności inwestycji i podejmuje pozytywną decyzję uzyskać lepszego wynagrodzenia na otwartym rynku kapitałowym). inwestycyjną tylko wówczas, jeśli wskaźniki efektywności są dla niego satysfakcjonujące pod

przenoszące łączny koszt, wprawdzie zminimalizowany, ale uniemożliwiający odbiorcom i dostawcom podjęcie gry popytowo-podażowej.

14

Jan Popczyk / Politechnika Śląskaw konkurencyjnej ekonomice rynkowej. W tym przypadku Ocena efektywności inwestycji następuje odwrócenie sytuacji. Inwestor bada rynek, w szczególności określa cenę, jaką może uzyskać za towar/usługę (prognozuje cenę, którą zapłaci odbiorca). Przyjmując tę cenę za punkt dokonuje oceny efektywności i podejmuje decyzję gę (prognozuje cenę,wyjścia, którą zapłaci odbiorca).

Przyjmując tę cenę inwestycji za punkt wyjścia, dokonuje pozytywną oceny efektywności inwestycyjną tylko wówczas, jeśli wskaźniki efektywności są dla niego satysfakcjonujące pod inwestycji i podejmuje pozytywną decyzję inwestycyjną tylko wówczas, jeśli wskaźniki efektywności są dla niego względem oczekiwanego wynagrodzenia i zaangażowanego kapitału może satysfakcjonujące pod względem oczekiwanego wynagrodzenia i zaangażowanego kapitałuwłasnego własnego (nie (nie może uzyskać lepszego wynagrodzenia na otwartym rynku kapitałowym). uzyskać lepszego wynagrodzenia na otwartym rynku kapitałowym).

T

T

t 0

t 1

NPV   at CFt  at CFt  J o

(9)

(9)

CF – skumulowany flow), > r, IRR – wewnętrzna gdzie: gdzie: CF – skumulowany przepływ przepływ finansowy finansowy (cash flow),(cash IRR > r, IRRIRR – wewnętrzna stopa zwrotu,stopa dla dla której NPV = 0. której NPV =zwrotu, 0.

Istnieje jeszcze ajedna fundamentalna różnica między ocenami efektywności (7) i (9).

Istniejekosztach jeszcze jedna fundamentalna ocenami efektywności (7) i (9).

Mianowicie, w analizie kredytów), takżeróżnica ryzyk.między W analizie ekonomiczno-finansowej (9) uwzględnienie w analizie ekonomicznej (7), której podstawą są stopy metodologicznym. dyskontowe, nie ekonomicznejMianowicie, (7), której kosztów podstawą są stopy dyskontowe, się stóp podatkowych i stóp procentopodatków, kredytów i ryzyk stajenie sięuwzględnia podstawowym wymaganiem uwzględnia się stóp podatkowych i stóp a także procentowych (stóp bankowych decydujących wych (stóp bankowych decydujących o kosztach kredytów), ryzyk. W analizie ekonomiczno-finansowej (9)o Uwagi dotyczące analizy ryzyka. Problem stopy dyskontowej. Formalne metody analizy uwzględnienie podatków, kosztów kredytów i ryzyk staje się podstawowym wymaganiem metodologicznym. ryzyka inwestycyjnego (w obszarze inwestycji materialnych), nadające się do zastosowań praktycznych, są w elektroenergetyce dopiero w początkowej fazie rozwoju (jest to inna Uwagisytuacja dotyczące ryzyka. Problem stopy dyskontowej.

Formalne metody ryzyka niż analizy w zastosowaniach dotyczących krótkookresowych wahań cenanalizy na rynkach inwestycyjnego (w obszarzeenergii inwestycji materialnych),gdzie nadające się do zastosowań praktycznych, są w elektroener9 giełdowych elektrycznej, możliwe jest stosunkowo proste wykorzystanie getyce dopiero w początkowej fazie rozwoju (jest to inna sytuacja niż w zastosowaniach dotyczących krótkookresozaawansowanych metod z rynków finansowych). Jedną z koncepcji, którą można wskazać wych wahań cen rynkach giełdowych energiimodelu elektrycznej, gdzie możliwe jest stosunkowonałożonego proste wykorzystanie jakonaobiecującą, jest budowa statystyczno-probabilistycznego na analizę zaawansowanych metod z rynków finansowych).

Jedną z której koncepcji, którą można wskazać jako obiecującą, jestdo przepływów finansowych, czyli analizę, podstawą jest wzór (9). Punktem wyjścia budowa modelu statystyczno-probabilistycznego, nałożonego na analizę przepływów finansowych, czyli analizę, budowy modelu statystyczno-probabilistycznego ryzyka w tej koncepcji powinna być analiza której podstawą jest wzór (9).

Punktempowszechnie wyjścia do budowy modelu statystyczno-probabilistycznego ryzykamodele w tej wrażliwości stosowana w praktyce, a ponadto stosowane w ekonomii koncepcji powinna być analiza wrażliwości stosowana powszechnie w praktyce, a ponadto stosowane w ekonomii analityczne wybranych wielkości makroekonomicznych. modele analityczne wybranych wielkości makroekonomicznych.

Jedną z najważniejszych wielkości makroekonomicznych, wykorzystywanych Jedną z najważniejszych wielkości makroekonomicznych, wykorzystywanych w analizie przepływów finan-w analizie przepływów finansowych, jest stopa dyskontowa.

Stopa ta w postaci analitycznej sowych, jest stopa dyskontowa. Stopa ta w postaci analitycznej może być wyrażona w sposób następujący [1, 8]: może być wyrażona w sposób następujący: r = 1s a ∗ 1s r  −1

(10)

(10)

gdzie: sa – jest kosztem alternatywnym kapitału (najczęściej równym oprocentowaniu – jest kosztem obligacji alternatywnym kapitału (najczęściej równym obligdzie: spaństwowych a długoterminowych), sr – oprocentowaniu jest natomiastpaństwowych stopą ryzyka, gacji długoterminowych), sr – jestdla natomiast stopą ryzyka,gospodarczej. charakterystyczną dla danej działalności gospodarczej. charakterystyczną danej działalności Stopa dyskontowa charakteryzuje kondycję gospodarki oraz jej stabilność w długoterminowym horyzoncie Stopa dyskontowa charakteryzuje kondycję gospodarki oraz jej stabilność w inwestycyjnym i stanowi w szczególności podstawę decyzji inwestycyjnych znaczeniu w sektorach długoterminowym horyzoncie inwestycyjnym i stanowi o kluczowym w szczególności podstawę decyzji o największej inwestycyjnych kapitałochłonności.

Stopa dyskontowa, jako w parametr pozwalający uwzględnić zmianę wartościStopa pieo kluczowym znaczeniu sektorach o największej kapitałochłonności. niądza w czasie, ma zasadniczy na optymalną (dlauwzględnić danej gospodarki) inwestycyjnych dyskontowa, jakowpływ parametr pozwalający zmianęstrukturę wartościnakładów pieniądza w czasie, ma zasadniczy wpływ na optymalną (dla danej gospodarki) strukturę nakładów inwestycyjnych (rozłożonych w okresie inwestowania) oraz przyszłych kosztów eksploatacyjnych (ponoszonych przez długi czas). (rozłożonych w okresie inwestowania) orazdla słabych przyszłych kosztówgospodarek, eksploatacyjnych Jest jasne, że wysokie stopy dyskontowe, charakterystyczne i niestabilnych prowa(ponoszonych przez długi czas). dzą do rozwiązań o niskich nakładach inwestycyjnych i wysokich kosztach eksploatacyjnych, a niskie stopy odwrotjasne, że wysokie stopy dyskontowe, dla słabych i niestabilnych nie – do rozwiązańJest o wysokich kosztach inwestycyjnych i niskich charakterystyczne kosztach eksploatacyjnych.

Jeśli zatem pominąć gospodarek, prowadzą do rozwiązań o niskich nakładach inwestycyjnych i wysokich kosztach ryzyko technologiczne oraz ryzyko zmian cen paliw, to zastosowanie rachunku dyskonta powoduje, że elektrownie eksploatacyjnych, a niskie stopy odwrotnie – do rozwiązań o wysokich kosztach wodne (i ogólnie źródła odnawialne energii elektrycznej), a także elektrownie atomowe, mają większe szanse inwestycyjnych i niskich kosztach eksploatacyjnych. Jeśli zatem pominąć ryzyko zastosowania technologiczne w USA i w Europie Zachodniej, natomiast gazowe (ewentualnie na ropę naftową) są baroraz ryzyko zmian cenelektrownie paliw, to zastosowanie rachunku dyskonta powoduje, dziej właściweżedlaelektrownie Afryki i Ameryki Południowej. niska stopaenergii dyskontowa w USA i w Unii preferuje linie wodne (i ogólnie Podobnie, źródła odnawialne elektrycznej), a także elektrownie elektroenergetyczne o dużych przewodów roboczychw(wyższych nakładach niższych atomowe mają przekrojach większe szanse zastosowania USA i w Europieinwestycyjnych, Zachodniej, natomiast elektrownie gazowe (ewentualnie na ropę naftową) są bardziej właściwe dla Afryki i kosztach strat mocy i energii), a wysoka stopa dyskontowa, właściwa dla gospodarek krajów afrykańskichAmeryki i połuPołudniowej.

Podobnie, niska stopa dyskontowa w USA i w Unii preferuje dniowoamerykańskich, prowadzi do mniejszych przekrojów przewodów roboczych linii elektroenergetycznych.linie elektroenergetyczne o dużych przekrojach przewodów roboczych (wyższych nakładach Wybór stopy dyskontowej do zilustrowania problemu ryzyka w elektroenergetyce rynkowej, i ogólnie na inwestycyjnych, niższych kosztach strat mocy i energii), a wysoka stopa dyskontowa, rynkach z wymaganą kapitałochłonną infrastrukturą, ma charakterystyczne znaczenie z wielu innych prowadzi punktów wi-do właściwa dla gospodarek krajów afrykańskich i południowoamerykańskich, mniejszych przekrojów przewodów roboczych linii elektroenergetycznych.

Wybór stopy dyskontowej do zilustrowania problemu ryzyka w elektroenergetyce

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

dzenia (poza punktem widzenia związanym z techniką obliczeniową), z których dwa są najważniejsze. Po pierwsze, podejście do stopy dyskontowej wyrażone za pomocą wzoru (10) wskazuje, że rynek będzie wymuszał zbliżanie się tradycyjnych metodologii ocen ekonomicznych materialnych inwestycji infrastrukturalnych do metodologii ocen inwestycji kapitałowych. Oczywiście, to oznacza uniwersalizację i zrównywanie, w tendencji, dochodowości inwestycji infrastrukturalnych i dochodowości rynku wyrażanej za pomocą dochodowości akcji wchodzących w skład charakterystycznych indeksów akcji, np. amerykańskich indeksów: przemysłowego Dow Jones Industrial Average, bankowego Standard & Poor oraz technologicznego Nasdaq. Inaczej, oznacza to trend na konkurencyjnych rynkach usług infrastrukturalnych od rachunku ekonomicznego do finansowego i od rachunku długoterminowego do krótkoterminowego. Po drugie, wzór (10) wskazuje na podstawowe zadanie do wykonania w zakresie niezbędnego unowocześnienia systemów regulacyjnych rynków usług infrastrukturalnych. Mianowicie, zadaniem tym jest niezwłoczne stworzenie przez regulatorów podstaw do wyznaczenia stopy ryzyka sr i określenie jej wartości referencyjnej, zwłaszcza dla infrastruktury sieciowej.

W przypadku elektroenergetyki wyzwaniem jest także określenie stopy ryzyka sr zróżnicowanej dla poszczególnych technologii energetycznych, np. dla elektroenergetyki atomowej13, węglowej, gazowej, odnawialnej oraz dla technologii proefektywnościowych w obszarze użytkowania energii elektrycznej. Jest zrozumiałe przy tym, że ryzyko rynkowe budowy tradycyjnego bloku atomowego o mocy 1500 MW, za 10 mld zł, jest inne niż ryzyko budowy bloku 460 MW za 1800 mln zł na węgiel kamienny, którego rynek się kurczy. Z kolei jest oczywiste, że to ostatnie zdecydowanie się różni od ryzyka budowy mikroelektrociepłowni gazowej za 1 mln zł na szybko rosnącym rynku kogeneracyjnej energetyki rozproszonej. Wreszcie jeszcze inna jest sytuacja na rynku technologii proefektywnościowych w obszarze użytkowania energii elektrycznej, gdzie mechanizmy konkurencji działają na skalę masową od dawna i są ustabilizowane.

KOSZTY/CENY REFERENCYJNE UWZGLĘDNIAJĄCE INTERNALIZACJĘ KOSZTÓW ZEWNĘTRZNYCH Na rys. 1 przedstawione są koszty referencyjne uwzględniające internalizację kosztów zewnętrznych środowiska, a także kosztów, które mogą się stać wkrótce źródłem kosztów osieroconych (stranded costs), czyli sieciowych oraz usług systemowych. W metodzie wykorzystanej do oszacowania przedstawionych kosztów referencyjnych przyjęto jednolitą (produktową) internalizację kosztów emisji CO2. W świetle Pakietu energetyczno-klimatycznego 3x20 (określającego cel łączny w zakresie obniżki emisji CO2 na wszystkich trzech rynkach końcowych: energii elektrycznej, ciepła i rynku transportowego) należy bez wątpienia metodę tę ulepszyć. Ulepszenie powinno iść w kierunku wykorzystania do internalizacji kosztów emisji CO2 metody termoekologicznej związanej z egzergią.

Mimo że rys. 1 pokazuje zmianę struktury konkurencyjności technologii elektroenergetycznych, która wydaje się obecnie szokująca, to jednak trzeba uwzględnić, że jest to zaledwie wstęp do tego, co będzie miało miejsce w kolejnych dekadach. Mianowicie, rewolucja w obszarze paliw spowoduje upadek istniejącego systemu akcyzowego i powstanie nowego. Obecny system akcyzowy, tworzony przez dziesięciolecia, jest w szczególności podporządkowany sposobowi wykorzystania paliw. W takim systemie na przykład olej napędowy wykorzystany do transportu jest obłożony bardzo wysoką akcyzą, ale gaz ziemny już nie. Na ten sam olej napędowy wlewany do zbiornika samochodowego, obłożony bardzo wysoką akcyzą, obowiązuje akcyza znacznie niższa, jeśli jest wykorzystany w agregacie kogeneracyjnym. Jest wiele innych podobnych przykładów. Wniosek jest jednoznaczny, istniejący system akcyzowy, charakterystyczny dla społeczeństwa przemysłowego, jest zupełnie nieracjonalny w społeczeństwie wiedzy i jeszcze bardziej byłby nieracjonalny w społeczeństwie wodorowym (już obecnie nie ma on najmniejszego uzasadnienia po stronie technologicznej, a wręcz jest w tym aspekcie korupcjogenny). Dlatego potrzebne jest stworzenie podstaw pod nowy, jednolity system akcyzowy. Wydaje się, że wspomniana metoda termoekologiczna związana z egzergią byłaby również w tym przypadku użyteczna.

13 Ryzyko energetyki atomowej w kategoriach makroekonomicznych (na przykład w aspekcie inflacji), czyli już nie tylko w kategoriach wielkich katastrof środowiskowych i kosztów utylizacji wypalonego paliwa (ciągle pozostających w dużej części poza mechanizmem internalizacji), staje się przedmiotem ważnej publicznej dyskusji w USA [11].

15

Jan Popczyk / Politechnika technologicznej, a wręcz jest w Śląska tym aspekcie korupcjogenny). Dlatego potrzebne jest stworzenie podstaw pod nowy, jednolity system akcyzowy. Wydaje się, że wspomniana metoda termoekologiczna związana z egzergią byłaby również w tym przypadku użyteczna.

elektroenergetycznych[PLN /M W h]

min

CENY REFERENCYJNE TECHNOLOGII C enyreferencyjnete chnolo gii ELEKTROENERGETYCZNYCH [PLN/ MWh]

16

400

max

300

200

100

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

TechT nechnologie ologia elek troenergetyczna elektroenergetyczne

Rys. 1. Koszty referencyjne dla1różnych technologii elektroenergetycznych i dla dwóch cenywęgiel uprawnień do emisji COsieć : 10 euro/tonę oraz 2 Technologie: – blok jądrowy, sieć przesyłowa, 2 – wartości blok na brunatny, 40 euro/tonę [8] przesyłowa, – blok na węgiel kamienny, siećsieć przesyłowa, – na kogeneracyjne źródło Technologie: 1 – blok jądrowy,3sieć przesyłowa, 2 – blok na węgiel brunatny, przesyłowa, 3 –4blok węgiel kamienny, sieć przesyłowa, 4 – kogegazowe, sieć kV, – kogeneracyjne źródło gazowe, sieć ŚN, 6 gazowe, – kogeneracyjne neracyjne źródło gazowe, sieć110 110 kV, 5–5 kogeneracyjne źródło gazowe, sieć ŚN, 6 – kogeneracyjne źródło sieć nN, 7 – zintegrowana technologia wiatrowo-gazowa, sieć 110 kV, 8nN, – biometanowe źródło kogeneracyjne, sieć ŚN, wiatrowo-gazowa, 9 – mała elektrownia wodna, sieć110 ŚN, 10 – ogniwo paliwowe źródło gazowe, sieć 7 – zintegrowana technologia sieć kV,

8 – biometanowe źródło kogeneracyjne, sieć ŚN, 9 – mała elektrownia wodna, sieć Nowa ekonomika zmienia strukturę konkurencyjności technologii elektroenergetycznych, w szczególności ŚN, 10 – ogniwo paliwowe czyni niekonkurencyjnymi wielkoskalowe technologie węglowe. Powyżej (rys. 1) zamieszczono uproszczone oszaRys. kosztu 1. Koszty referencyjne dla Łagisza różnychw budowie technologii elektroenergetycznych i dla dwóch cowanie jednostkowego dla bloku (nadkrytycznego, fluidalnego) o mocy 460 MW. Podwartości ceny uprawnień do emisji CO2: 10 euro/tonę oraz 40 euro/tonę [8]. z tego bloku do odbiorcy stawowe dane, decydujące o koszcie jednostkowym energii elektrycznej dostarczanej końcowego (uśrednionego), są następujące: nakłady inwestycyjne mld zł, sprawność nettoże – 42%, emisja CO2 W celu zobrazowania faktu, bez wdawania się w– 1,8 zawiłości metodyczne, nowa – 0,8ekonomika t/MWh, czaszmienia wykorzystania mocy znamionowej – 7000 h/rok. strukturę konkurencyjności technologii elektroenergetycznych, w Dla powyższych danych poszczególne składniki kosztu jednostkowego energii elektrycznej u odbiorcy końszczególności czyni niekonkurencyjnymi wielkoskalowe technologie węglowe, przedstawi cowego wynoszą: amortyzacja (dla okresu amortyzacji wynoszącego 30 lat) – 20 zł/MWh, koszt kapitału ono, poza rys. 1, uproszczone oszacowanie kosztu jednostkowego dla bloku Łagisza transferow walnego (dla stopy zwrotu kapitałufluidalnego) IRR równej 8%) – 60 zł/MWh, koszt węgla – 100dane, zł/MWh, koszt uprawnień do budowie (nadkrytycznego, o mocy 460 MW. Podstawowe decydujące o emisji CO – 120 zł/MWh, koszty stałe uzmiennione – 20 zł/MWh, opłata przesyłowa – 100 zł/MWh. Razem daje koszcie jednostkowym energii elektrycznej dostarczanej z tego bloku do odbiorcy końcowego 2 to 420 zł/MWh. Jest to bardzo dobrze korespondujący z górnym poziomem kosztu dlanetto technologii (uśrednionego), są koszt następujące: nakłady inwestycyjne – 1,8 mld zł, sprawność – 42%,3 (odpowiadającej blokowi Łagisza) na rys.

1. emisja CO2 – 0,8 t/MWh, czas wykorzystania mocy znamionowej – 7000 h/rok.

Dla powyższych danych poszczególne składniki kosztu jednostkowego energii ENERGETYKA WTŁOCZONA W MECHANIZM KONIUNKTURALNEGO CYKLU GOSPODARCZEGO elektrycznej u odbiorcy końcowego wynoszą: amortyzacja (dla okresu amortyzacji 2009 rok jest bardzo dobry, aby zacząć zmieniać opis przyszłego wzrostu zapotrzebowania na energię elekwynoszącego 30 lat) – 20 zł/MWh, koszt kapitału transferowalnego (dla stopy zwrotu kapitału tryczną. Z opisu wygładzonego, abstrahującego od cykli koniunkturalnych w gospodarce, do opisu ściśle z nimi IRR równej 8%) – 60 zł/MWh, koszt węgla – 100 zł/MWh, koszt uprawnień do emisji CO2 – skorelowanego. Wzrost cen energii elektrycznej, powodowany coraz większymi kosztami zakupu uprawnień do 120 zł/MWh, koszty stałe uzmiennione – 20 zł/MWh, opłata przesyłowa – 100 zł/MWh. emisji CO2 (i wzrostem cen węgla), jest stosowną okazją.

Razem daje to 420 zł/MWh. Jest to koszt bardzo dobrze korespondujący z górnym poziomem Podkreśla się tu, że wzrost cen jest nieunikniony, tzn. jest już w bardzo dużym stopniu poza możliwością jego kosztu dla technologii 3 (odpowiadającej blokowi Łagisza) na rys. 1. skutecznego zarządzania. Istnieje natomiast jeszcze pewna możliwość zarządzania jego skutkami. W szczególności Energetyka wtłoczona w zrobimy mechanizm cyklujest gospodarczego otwarte jest pytanie, jaki użytek z tegokoniunkturalnego wzrostu. Kluczową sprawą oczywiście to, czy wzrost cen pobudzi inwestycje i rozwój innowacyjnej energetyki, czy też stanie się odwrotnie: wzrost cen wykorzystany zostanie do 2009 rok jest bardzo dobry, aby zacząć zmieniać opis przyszłego wzrostu sfinansowania wzrostu kosztów operacyjnych, skonsolidowanych w ostatnich dwóch latach w przedsiębiorstwach, zapotrzebowania na energię elektryczną.

Z opisu wygładzonego, abstrahującego od cykli orazkoniunkturalnych do zrealizowania inwestycji w starym stylu, które spowodują wielkie stranded costs w przyszłości. w gospodarce, do opisu ściśle z nimi skorelowanego. Wzrost cen energii Jeśli wolny rynek energii elektrycznej zostanie w Polsce dopuszczony do głosu, to scenariusz jest łatwy do przewidzenia. Poniżej przedstawiono pięć uwag związanych z tym scenariuszem. W uwagach podano oszacowania wpływu wzrostu cen na wskaźniki makroekonomiczne, które mają jedynie bardzo orientacyjny charakter (chodzi 12 o opis problematyki zaopatrzenia gospodarki w energię elektryczną za pomocą nowego języka, charakterystycznego dla podejścia rynkowego, a nie za pomocą dotychczasowego języka, charakterystycznego dla monopolu). Przedstawione oszacowania powinny być systematycznie pogłębiane (ścisła metodyka na potrzeby precyzyjniejszych oszacowań praktycznie wymaga dopiero opracowania).

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

1. Bardzo silny wzrost cen energii elektrycznej (wynoszący np. 50%) przekłada się natychmiast na wzrost inflacji konsumenckiej CPI. Potencjał tego wzrostu wynosi obecnie ok. 2%. Krótkoterminowo inflacja przekłada się bardzo bezpośrednio na wzrost stóp procentowych i spowolnienie gospodarki (na obniżenie PKB). Jednak przy obecnej, bardzo dużej elektrochłonności polskiego PKB (125 MWh/mln zł) nie ma zagrożenia długoterminowego spowolnienia gospodarki (większego niż 0,2% w wymiarze rocznym).

2. Silny wzrost cen energii elektrycznej w Polsce przypada na okres osłabienia koniunktury gospodarczej na świecie. To oznacza, że oczyszczające działanie cyklu koniunkturalnego na gospodarkę, m.in. zmniejszające jej elektrochłonność, będzie w Polsce silniejsze niż w krajach, gdzie wzrostu cen energii elektrycznej nie będzie. Można przyjąć, że jeśli współczynnik korelacji między wzrostem zapotrzebowania na energię i wzrostem PKB (w fazie wzrostowej cyklu koniunkturalnego) wynosi dla Polski obecnie około 0,5, to dla następnego cyklu współczynnik ten może ukształtować się na bardzo niskim poziomie, wynoszącym 0,2.

3. Należy w tym miejscu pamiętać, że silny wzrost cen pokaże po raz pierwszy w historii, jaka jest naprawdę elastyczność cenowa popytu na energię elektryczną w Polsce. Pierwsza składowa obniżki popytu, związana z prostym oszczędzaniem energii elektrycznej, ujawni się praktycznie natychmiast po wzroście cen. Druga składowa, związana z inwestycjami na rzecz obniżki elektrochłonności gospodarki (w tym z planowanymi do wdrożenia białymi certyfikatami), ujawni się, orientacyjnie, w 2009 roku. Trzecia składowa, związana ze zmianami strukturalnymi gospodarki na bardziej nowoczesną, ujawni się, orientacyjnie, w 2010 roku. Syntetyczny roczny wskaźnik obniżki elektrochłonności gospodarki (postrzeganej jako business as usually) należy w perspektywie 2020 roku przyjąć na poziomie około 1,5% (taką obniżkę można uważać za dobrze skorelowaną z celami unijnego Pakietu energetyczno-klimatycznego 3x20).

4. Silny wzrost cen pobudzi rozwój segmentu niezależnych wytwórców. Widoczny efekt z tego zakresu (zwiększona roczna podaż energii elektrycznej pochodząca z energetyki wiatrowej i biometanowej, wynosząca ok.

1,5 TWh) jest możliwy po 2–3 latach. Konieczna jest jednak zmiana regulacji, z regulacji ukierunkowanej na odbiorców na regulację ukierunkowaną na inwestorów i technologie (regulację mającą podstawy w kosztach referencyjnych dla poszczególnych technologii).

5. Wielkoskalowa elektroenergetyka węglowa, nawet ta w postaci tradycyjnych technologii, z efektami możliwymi dopiero po 2015 roku14, nie jest w stanie odpowiedzieć na bieżący wzrost cen, niezależnie od tego, jak wielki on będzie. Trzeba jednak podkreślić, że w przypadku tradycyjnych technologii węglowych większy problem niż z mocami jest związany z węglem, którego zaczyna brakować. A sytuacja w górnictwie (w zakresie inwestycji wydobywczych) nie jest, pod względem czasu odpowiedzi na wzrost cen, lepsza niż w elektroenergetyce (w zakresie inwestycji wytwórczych i sieciowych).

INNOWACYJNA ENERGETYKA – NAPĘD GOSPODARKI I WIELKI OBSZAR NOWEJ KONSOLIDACJI KOMPETENCJI Zagrożenie dla klimatu, chociaż coraz powszechniej uznawane w świecie naukowym, nie jest jednoznacznie dowiedzione. Czy w takim razie nie należałoby zalecać umiarkowania w internalizacji kosztów zewnętrznych emisji CO2, zwłaszcza w stosunku do agresywnej strategii unijnej w tym obszarze i uwzględniając, że Stany Zjednoczone nie zaakceptowały Protokołu z Kioto?

Otóż nie. Fakt, że Stany Zjednoczone nie zaakceptowały Protokołu z Kioto, nie może być w żadnym wypadku traktowany jako argument świadczący o zasadniczej różnicy ich polityki klimatycznej w porównaniu z polityką unijną. Wiadomo, że w perspektywie 2050 roku Stany chcą zbudować dojrzałe społeczeństwo wodorowe, Unia natomiast – społeczeństwo bezemisyjne. Zatem długoterminowy cel jest praktycznie ten sam, a droga dojścia dla obu regionów prowadzi w horyzoncie 2020 roku przez energetykę odnawialną (innowacyjną). I w tym tkwi sedno sprawy.

Poniżej przedstawiono próbę jednolitej perspektywy fundamentalnej dla energetyki innowacyjnej i dla najbardziej kontrowersyjnych zagadnień z punktu widzenia operacjonalizacji bezpieczeństwa energetycznego, tzn. perspektywę uwzględniającą energetykę wiatrową, energetykę biomasową, bezpieczeństwo ekologiczne i bezpieczeństwo żywnościowe. Jest jasne, że wielki problem bezpieczeństwa energetycznego, ekologicznego i żywnościowego z jednej strony oraz energetycznych technologii wiatrowych i biomasowych z drugiej, rozpatrywany z punktu widzenia zasobów przyrodniczych, wymaga dopiero badań. Ale trzeba pamiętać, że paliwa kopalne (powstające przez miliony lat), wiatr, żywność i biomasa mają to samo źródło – Słońce. Autor niniejszego opracowania uznaje, że uprawniona jest obecnie (na danym etapie technologicznym) hipoteza, że biomasa jest, 14 Za pomocą technologii węglowych bezemisyjnych, odpowiedź na wzrost cen energii elektrycznej mogłaby nastąpić dopiero ok. 2030 roku.

17

18

Jan Popczyk / Politechnika Śląska

fundamentalnie, bardziej użyteczna niż wiatr w łańcuchu przetwarzania energii słonecznej na energię końcową, potrzebną człowiekowi (energię elektryczną, ciepło, paliwa transportowe). Ponadto uprawniona jest hipoteza, że rolnictwo energetyczne nie narusza bezpieczeństwa żywnościowego. Podstawą takiej hipotezy jest fakt, że na żywność przypada obecnie zaledwie 1% przyrostu biomasy w całym bilansie biomasowym na Ziemi (już wiadomo, że jeszcze nie wyczerpie się potencjał bezpiecznego rozwoju rolnictwa energetycznego, a już pojawią się lasy energetyczne, otwierające nową perspektywę dla paliw biomasowych drugiej generacji).

Do przedstawionej perspektywy fundamentalnej trzeba jeszcze dodać dalsze czynniki wzmacniające trend w postaci innowacyjnej energetyki rozproszonej. Dwoma bardzo ważnymi czynnikami są: efekt „fabrycznej produkcji” i efekt „inteligentnego obiektu”. Pierwszy dotyczy inwestycji i budowy, drugi eksploatacji i operatorstwa (w przeszłości prowadzenia ruchu). Zastąpienie placów budowy elektrowni (stacji transformatorowo-rozdzielczych, linii elektroenergetycznych) produkcją „źródeł” w fabrykach oznacza w elektroenergetyce zastąpienie efektu skali efektem produkcji seryjnej i jest zmianą jakościową o wielkim potencjale innowacyjności. Podobną, zmianą jakościową o wielkim potencjale innowacyjności jest zastąpienie tradycyjnej eksploatacji serwisowaniem urządzeń, a tradycyjnego prowadzenia ruchu operatorstwem bezobsługowym w formule elektrowni wirtualnej i obiektu inteligentnego.

Samo rolnictwo energetyczne może być w kolejnych latach obszarem, w którym pojawi się silny impuls do rozwoju innowacyjnych technologii okołorolniczych, okołoenergetycznych i okołoekologicznych, mianowicie: • biotechnologii środowiskowej (utylizacja odpadów w gospodarce komunalnej, w produkcji rolnej, w przetwórstwie rolno-spożywczym, w przemyśle) • biotechnologii wytwarzania biopaliw, biometanu, wodoru z biomasy (w tym z celulozy) • technologii teleinformatycznych na potrzeby techniczne i rynkowe usieciowanej (wirtualnie) energetyki rozproszonej, w tym dla elektrowni wirtualnych.

Rolnictwo energetyczne może być także impulsem do zbudowania w Polsce nowoczesnego przemysłu dostaw urządzeń (służyłoby temu na przykład stworzenie wielkiego rynku popytowego dla Grupy Przemysłowej BUMAR, Zakładów Cegielskiego i innych przedsiębiorstw – budowa agregatów kogeneracyjnych, oraz dla polskich stoczni – produkcja m.in. zbiorników dla biogazowni). Należy przy tym podkreślić, że bariera wejścia na większość z wymienionych rynków innowacyjnych technologii (nie na wszystkie te rynki) jest jeszcze stosunkowo niska i jest ona całkowicie do pokonania przez polską naukę, polski przemysł, rolnictwo, wieś i energetykę.

Innowacyjnej energetyce, która ma być „kołem zamachowym” gospodarki na całym świecie, potrzebny jest wielki program edukacyjny, w tym program specjalistycznego kształcenia kadr. Konieczne jest natychmiastowe zintensyfikowanie kształcenia na rzecz zapewnienia gospodarce specjalistów do wykonywania takich przykładowych zawodów, jak: audytor energetyczny (zawód formalnie wykreowany w Polsce w 2008 roku), a także inżynier ds. współpracy źródeł rozproszonych z siecią, inżynier obiektów inteligentnych, deweloper projektów biogazowych (energetyczno-ekologicznych), integrator usług infrastrukturalnych w gminie (zawody potrzebne, formalnie jeszcze nieistniejące). Listę zawodów można poszerzać. Ważne jest, że są to zawody, na które w Unii jest już bardzo wielki popyt. Ważne jest także to, że są to zawody o całkowicie nowej konsolidacji kompetencji.

Politechnika Śląska ma jedne z najlepszych, wśród polskich uczelni technicznych, uwarunkowania do kształcenia w tych zawodach. Ale potrzebna jest zmiana formuły kształcenia (i badań). Jedna z możliwości z tego zakresu mogłaby polegać na powołaniu Międzywydziałowej Szkoły „Inteligentna Energetyka”, grupującej wiele wydziałów, z Wydziałem Elektrycznym w roli lidera.

Doświadczenia telekomunikacji są do naśladowania w energetyce. Telekomunikacja jest dotychczas najbardziej spektakularnym przykładem wpływu likwidacji monopolu na rozwój sektora użyteczności publicznej i jego przekształcenia w jeden z najbardziej innowacyjnych obszarów gospodarki, na którym działa (na świecie) silna konkurencja. Światowa liberalizacja telekomunikacji zapoczątkowana została przez reformy tego sektora na początku lat osiemdziesiątych minionego wieku w USA, Wielkiej Brytanii i Japonii. Charakterystyczne znaczenie ma przy tym porównanie reform amerykańskiej i brytyjskiej. Mianowicie, w USA reforma polegała na podziale krajowego monopolisty AT&T (będącego przedsiębiorstwem prywatnym). W Wielkiej Brytanii reforma jest realizowana poprzez prywatyzację państwowego monopolisty British Telecom, po wcześniejszym dopuszczeniu (w 1982 roku) do rynku firmy Mercury i próbie wyzwolenia konkurencji poprzez działania regulacyjne na rynku duopolistycznym.

Praktyka wykazała, po raz pierwszy na skalę globalną, że prywatyzacja monopolu bez jego podziału i następnie działania regulacyjne nie są skutecznym sposobem wyzwalania konkurencji w monopolistycznych sektorach infrastrukturalnych. Konieczny jest natomiast podział monopolu, taki jak w USA. W rezultacie należy przyjąć, że siłami sprawczymi rozwoju konkurencji w telekomunikacji stały się:

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

1. Rozpad amerykańskiego giganta telekomunikacyjnego AT&T (1982) 2. Liberalizacja telekomunikacji w krajach OECD 3. Postęp technologiczny (rozwój przemysłu komputerowego, rozwój sieci światłowodowych, rozwój telefonii komórkowej, rozwój Internetu) 4. Rozwój przedsiębiorstw międzynarodowych, które potrzebują rozbudowanej wewnętrznej (korporacyjnej) komunikacji.

Należy podkreślić, że bez wcześniejszego rozwoju technologii teleinformatycznych (i technologii pomiarowych) w ogóle nie byłoby możliwe wykorzystanie zasady TPA w elektroenergetyce. Trzeba bowiem pamiętać, że istotą rynku energii elektrycznej, funkcjonującego w środowisku TPA, jest: szokowe skrócenie cykli handlowych, przekształcanie rynku technologicznych usług systemowych (w szczególności usług regulacyjnych) w rynek energii elektrycznej, rozwój handlu internetowego, itd.

MOŻLIWOŚĆ WYPEŁNIENIA PRZEZ POLSKĘ UNIJNYCH CELÓW OKREŚLONYCH W PAKIECIE ENERGETYCZNO-KLIMATYCZNYM 3X20, W SZCZEGÓLNOŚCI ZAŚ POTENCJAŁ ROZWOJOWY POLSKIEGO ROLNICTWA ENERGETYCZNEGO15 Pakiet energetyczno-klimatyczny 3x20 jest najjaśniejszą gwiazdką z nieba, jaką Polsce zsyła Komisja Europejska. Za pomocą tego pakietu Polska może przyspieszyć swój rozwój cywilizacyjny. Ale trzeba po tę gwiazdkę siągnąć, szansę umiejętnie wykorzystać. Na razie jednak prym wiodą ci, którzy pakiet widzą jako nieszczęście.

Z korporacyjno-politycznej perspektywy pakiet ten oznacza przede wszystkim wzrost cen energii elektrycznej, spowodowany opłatami za uprawnienia do emisji CO2, które po 2012 roku muszą wynosić znacznie ponad 20 mld zł rocznie, aby możliwe było opłacenie kosztów zewnętrznych środowiska, czyli kosztów, których biznes korporacyjno-polityczny dotychczas nie ponosił.

Z perspektywy społeczeństwa wiedzy sprawa wygląda zupełnie inaczej. Jeśli energia elektryczna ma drożeć (dodatkowe 20 mld zł musi być wydane przez społeczeństwo/odbiorców), to powinien być z tego pożytek: pieniądze powinny pozostać w kraju, w możliwie największej części, i powinny być wykorzystane na modernizację gospodarki. Z tabl. 2 wynika jasno, że warunek ten spełniają technologie biogazowe. W przypadku tych technologii, czyli rolnictwa energetycznego, pieniądze zostaną w Polsce, a ponadto staną się impulsem modernizacyjnym dla polskiej wsi i impulsem restrukturyzacyjnym dla polskiego rolnictwa (zostaną wykorzystane do przygotowania polskiego rolnictwa do skutków „wygaszania” wspólnej polityki rolnej po 2013 roku i do absorpcji paliw drugiej generacji, uzyskiwanych z węgla po 2020 roku).

Tabl. 2. Udział opłat uiszczanych za energię elektryczną przez odbiorców końcowych (uwzględniających pokrycie kosztów kapitałowych, kosztów za paliwo i innych kosztów eksploatacyjnych oraz łącznych kosztów sieciowych), które trafią do dostawców zagranicznych Technologia

Udział [%]

Atomowa

80

Węglowa CCT (CCS, IGCC...)

20

Wiatrowa

60

Gazowa na gaz ziemny

50

Biogazowa

10

Trzeba jednak w tym miejscu podkreślić, że szansa na wykorzystanie wielkiego potencjału polskiego rolnictwa energetycznego może zostać zaprzepaszczona. W połowie 2008 roku media donosiły o sukcesie polegającym na stworzeniu polsko-niemieckiego sojuszu na rzecz zablokowania jednego z podstawowych rozwiązań zapisanych w projekcie dyrektywy dotyczącej wykorzystania energii odnawialnej (ogłoszonym w styczniu 2008 roku).

Tym rozwiązaniem jest jednolity unijny rynek zielonych certyfikatów. Najprostsza analiza, ale trzeba ją wykonać, wskazuje, że rozwiązanie zaproponowane w projekcie dyrektywy jest w interesie Polski. Nie jest natomiast w interesie Polski sojusz polsko-niemiecki na rzecz zablokowania tego rozwiązania.

15 W analizie nie uwzględnia się jeszcze wielkiego wpływu pompy ciepła i samochodu elektrycznego na przebudowę bilansu paliwowo-energetycznego Polski w kolejnych dwóch dekadach.

19

Jan Popczyk / Politechnika Śląska

20

Tabl. 3. Porównanie potencjału rolnictwa energetycznego Polski i Niemiec w aspekcie jednolitego (unijnego) rynku zielonych certyfikatów [8] Wielkość

Polska

Niemcy

38

82

Powierzchnia [tys. km ]

314

357

Użytki rolne [mln ha]

18,6

17,3

Użytki rolne niezbędne do pokrycia potrzeb żywnościowych1 [mln ha]

ok. 4

ok. 8,6

Potencjał rolnictwa energetycznego (25% użytków rolnych) 20082, pp3 [TWh]

140

120

Potrzeby energetyczne 2008, pp [TWh]

1100

3845

Udział OZE w końcowym rynku energii w 2005 roku [%]

5,8

7,2

Cel unijny (2020) [%]

15

18

Energochłonność, pp PKB [MWh/1000 euro]

4,8

2,1

Ludność [mln] 2

Przy przeciętnej osiągalnej obecnie wydajności zbóż, wynoszącej 7 [ton/ha] (Francja, Holandia, Irlandia, Niemcy). W Polsce wydajność ta wynosi na razie ok. 3,5 [ton/ha]).

2 Potencjał rolnictwa energetycznego został obliczony bardzo zachowawczo, przy założeniu, że powierzchnia ekwiwalentna upraw energetycznych jest aż dwukrotnie mniejsza od rzeczywistej i przy obecnej wydajności energetycznej kukurydzy 50 MWh/ha (w przypadku buraków półcukrowych potencjał wynosi 215 TWh dla Polski i 200 TWh dla Niemiec, a w przypadku kukurydzy GMO odpowiednio ok. 550 TWh i ok. 500 TWh).

3 pp – wielkości odnoszące się do rynku paliw pierwotnych.

1

Dane przedstawione w tabl. 3 wskazują dobitnie (jednak nie bezpośrednio), że polski potencjał rolnictwa energetycznego, oszacowany niezwykle zachowawczo, jest porównywalny z celem unijnym, dla Polski dotyczącym udziału energii odnawialnej (w rynku energii końcowej). Niemiecki potencjał jest natomiast mniejszy od niemieckiego celu ok. sześciokrotnie. Zatem cena krańcowa certyfikatów zielonych na rynku unijnym w dużym stopniu zależna od nierównowagi bilansowej charakterystycznej dla Niemiec, będzie wysoka. W takiej sytuacji polskie nadwyżki certyfikatów zielonych będzie można sprzedać bardzo korzystnie na unijnym rynku. (Nadwyżki certyfikatów zielonych będą pochodzić z sumy zasobów energii odnawialnej, obejmujących także energetykę wiatrową, wodną i inne, a ponadto będą wynikać z wyższej, od przyjętej do wyliczeń przedstawionych w tablicy, wydajności energetycznej z hektara użytków rolnych). Wykorzystanie tej szansy, a nie sojusz polsko-niemiecki na rzecz jej zablokowania, jest polską racją stanu.

ELEKTROENERGETYKA W ROKU 2030 (NA PRZEŁOMIE EPOK SPOŁECZEŃSTWA WIEDZY I WODOROWEGO) Polski system elektroenergetyczny w 2030 roku będzie, dla zewnętrznego obserwatora nieelektroenergetyka, np. kierowcy jeżdżącego po kraju, zdecydowanie inny niż obecnie. Mianowicie, obserwator ten będzie widział głównie 4,5 tys. turbin wiatrowych na potężnych masztach (na północy zgrupowanych przede wszystkim w farmach wielkich – 30–100 turbin, w pasie środkowym średnich – 10–30 turbin, a w pasie południowym małych), nie będzie jednak wiedział, że to jest aż 9 tys. MW mocy zainstalowanej, ale tylko 18 TWh wyprodukowanej rocznie energii elektrycznej i 900 MW mocy dyspozycyjnej).

Zewnętrzny obserwator będzie widział 50 tys. mikrobiogazowni w gospodarstwach rolnych, służących utylizacji odpadów biodegradowalnych i zarządzaniu ryzykiem upraw na cele żywnościowe (poprzez dywersyfikację zbytu produktów roślinnych, czyli rozszerzenie tego zbytu na cele energetyczne). Nie będzie on jednak wiedział, że to jest ponad 2 tys. MW mocy elektrycznej zainstalowanej i ok. 2 tys. MW mocy dyspozycyjnej, a także 15 TWh rocznej produkcji energii elektrycznej i ponad 50 PJ ciepła. Ten sam obserwator będzie widział 6 tys. pojedynczych biogazowi na obszarach wiejskich, gdzie będzie się uprawiało buraki energetyczne i kukurydzę energetyczną. Nie będzie on jednak wiedział, że to jest 6 tys. MW mocy elektrycznej zainstalowanej i ponad 5 tys. MW mocy dyspozycyjnej, aż 45 TWh rocznej produkcji energii elektrycznej i ponad 250 PJ ciepła.

Zarówno niewprawny obserwator, jak i elektroenergetyk-ciepłownik-gazownik, z daleka łatwo nie dostrzeże, czy zintegrowane z mikrobiogazownią/biogazownią źródło kogeneracyjne pracuje równolegle na system elektroenergetyczny, czy autonomicznie. Podobnie, nie dostrzeże łatwo, że bardzo często mikrobiogazownia/biogazownia nie jest zintegrowana ze źródłem kogeneracyjnym, a produkowany w niej biogaz (zielony gaz) jest transportowany w postaci LNG lub CNG bądź tłoczony do sieci gazowej (gazu ziemnego) i przesyłany w inne

INNOWACYJNA ENERGETYKA. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny

miejsce, gdzie jest odbiór ciepła, i tam wykorzystywany do produkcji skojarzonej. Za to inwestor finansowy, biotechnolog i rolnicy będą prawie wszystko wiedzieli o rynku mikrobiogazowni/biogazowni, procesach zgazowania biomasy oraz ekonomice rolnictwa energetycznego i bardzo dużo będą wiedzieli o rynku energii elektrycznej.

Wójt wiejskiej gminy, odpowiedzialny za zarządzanie kryzysowe w gminie i za infrastrukturę, przedsiębiorca działający na terenie gminy (właściciel gorzelni, dużej mleczarni, dużej obory, dużej chlewni, dużych kurników, przetwórni owocowo-warzywnej albo też cukrowni zamkniętej w ramach restrukturyzacji cukrownictwa po akcesji Polski do UE) oraz grupa producencka rolników (uprawiających buraki energetyczne i kukurydzę energetyczną) dalej będą w 2030 roku inwestować w gminne centrum ekologiczno-energetyczne, które rozwinęło się w ostatnich dwóch dekadach wokół biogazowni utylizującej biomasę odpadową, dodatkowo zasilanej substratami w postaci kiszonki z roślin energetycznych, uprawianych w strefie energetycznej gminy. Centrum, oprócz biogazowi zintegrowanej ze źródłem kogeneracyjnym, będzie obejmowało wytwórnię paliw płynnych drugiej generacji oraz wytwórnię uszlachetnionej biomasy stałej (peletów i brykietów).

Gazownik-elektroenergetyk-ciepłownik będzie wiedział w 2030 roku o kilkunastu gazowych źródłach kogeneracyjnych na gaz ziemny o mocach elektrycznych wynoszących ok. 50 MW (w miastach powyżej 100 tys. mieszkańców), kilkudziesięciu takich źródłach o mocach kilka, kilkanaście MW (w miastach powyżej 50 tys. mieszkańców) oraz kilku tysiącach źródeł o mocach do około 1 MW (kogeneracja małej skali i mikrokogeneracja: w małych miejscowościach, w biurowcach, w obiektach użyteczności publicznej, u małych i średnich przedsiębiorców).

Elektroenergetyk-sieciowiec, który w 2030 roku będzie patrzył na sieć napowietrzną poprzez pryzmat topologii (linii i stacji), będzie widział ją prawie taką jak w 2008 roku. Ale będzie wiedział, że w ostatnich dwóch dekadach nastąpiła wielka intensyfikacja (nawet dwukrotna) wykorzystania linii oraz stacji elektroenergetycznych (jako skutek innowacyjnego podejścia do zasobów sieciowych, osadzonego w nowych technologiach modernizacyjnych, związanych z wykorzystaniem przewodów wysokotemperaturowych, a także w nowych koncepcjach obciążalności dynamicznej urządzeń i zarządzania ich życiem, wspartych modelami statystyczno-probabilistycznymi i technologiami teleinformatycznymi).

Elektroenergetyk-elektrowniarz, który w 2030 roku będzie patrzył na wielkoskalowe źródła wytwórcze poprzez pryzmat lokalizacji, będzie widział je praktycznie tak, jak w 2008 roku. Będzie jednak wiedział, że w ostatnich dwóch dekadach nastąpiła ich głęboka modernizacja: mianowicie, stare bloki węglowe zostały zastąpione nowymi o parametrach nadkrytycznych, o znacznie większych mocach i istotnie większych sprawnościach.

Górnik-chemik i zarazem energetyk jądrowy będzie widział w 2030 roku kilka wielkich instalacji czystych technologii węglowych (będą to instalacje na Śląsku i koło Legnicy). W instalacjach tych będą produkowane benzyny syntetyczne, gazy syntezowe i wodór, z wykorzystaniem ciepła z reaktorów jądrowych. Paliwa z przeróbki węgla będą dystrybuowane do sieci stacji paliwowych, w tym do sieci stacji wodorowych, takich jak powstająca sieć w Kalifornii. Na stacjach paliwowych będą tankować hybrydowe samochody (zdolne do przejęcia roli awaryjnych źródeł energii elektrycznej), samoloty, źródła kogeneracyjne (małej skali i mikroźródła). Technologiami wytwórczo-napędowymi będą tłokowe silniki gazowe, turbiny gazowe, maszyny elektryczne i ogniwa paliwowe.

Politycy i rolnicy w UE zapomną w 2030 roku o tym, że była wspólna polityka rolna. Rolnicy-przedsiębiorcy zdywersyfikują do tego czasu swoją działalność i przeznaczą 20 proc. gruntów rolnych na uprawy energetyczne po to, aby umożliwić sobie lepsze zarządzanie własnym ryzykiem rynkowym. Taka alokacja rolnictwa między segment żywnościowy i energetyczny zapewni rynkową równowagę cen żywności i energii, czyli zapewni korzyść całej gospodarce. Biotechnolodzy z kolei w 2030 roku będą mieli za sobą zwycięską batalię o dopuszczenie stosowania technologii GMO w rolnictwie energetycznym i będą oferowali wodór produkowany bezpośrednio z biomasy, bez przechodzenia przez fazę gazową. Tym samym będą się przygotowywać do ogłoszenia informacji, że zaczyna się epoka społeczeństwa wodorowego.

Wszystkie inwestycje (małe i bardzo duże) będą finansowane w 2030 roku ze środków własnych inwestorów i z kapitału giełdowego. Inwestorzy nie będą wypełniać misji, będą natomiast zarabiać i realizować dobre praktyki biznesowe. Widzialna ręka regulatora (państwa) nie będzie niszczyć niewidzialnej ręki rynku. Sojusz korporacyjno-polityczny nie będzie terroryzował społeczeństwa utratą bezpieczeństwa energetycznego. Państwo nie będzie podtrzymywać systemu podatku akcyzowego w obecnym kształcie, rodem z okresu rozkwitu społeczeństwa przemysłowego. Odbiorcy będą w naturalny sposób przyjmować ryzyko rynkowe; w przypadku zasilania z systemu elektroenergetycznego pogodzą się oni w szczególności z cenami energii elektrycznej (dostarczanej bezpośrednio przez wytwórców albo przez przedsiębiorstwa handlowe), które tylko trochę wolniej się

21

22

Jan Popczyk / Politechnika Śląska

będą zmieniać od cen akcji na giełdach kapitałowych. Ale też odbiorcy (użytkownicy energii elektrycznej) będą mieli realną możliwość wyboru swojego paliwowo-technologicznego systemu zasilania w energię elektryczną (z sieci, za pomocą samochodu hybrydowego, z ogniwa paliwowego, z zasobnika energii elektrycznej).

ZAKOŃCZENIE Czy grożą nam w przyszłości wielkie rozdroża elektroenergetyki i ogromne stranded costs, takie jak w przeszłości? Czy grożą nam załamania z powodu braku konkurencji, wielkich trendów rozwojowych, takie jak na przykład załamanie rozwoju energetyki atomowej w USA z powodu braku konkurencji w przemyśle dostaw technologii atomowych w latach 60. i 70.?

Nie! W społeczeństwie wiedzy i potem w społeczeństwie wodorowym będzie to coraz mniej możliwe.

Konkurencja będzie powodować, że sytuacja w energetyce będzie się upodabniać do sytuacji w transporcie i telekomunikacji (system elektroenergetyczny będzie odpowiednikiem transportu kolejowego i telekomunikacji przewodowej, a energetyka rozproszona – transportu samochodowego i telefonii komórkowej). To zapewni energetyce (i nie tylko elektroenergetyce) rynkową równowagę rozwojową, w środowisku konkurencji, na długi czas.

BIBLIOGRAFIA 1. Popczyk J., Zarządzanie i ekonomika na rynkach usług infrastrukturalnych (w świetle reprezentatywnych doświadczeń elektroenergetyki), Gliwice, 2006 (na prawach maszynopisu, www.egie.pl).

2. Popczyk J., Polska sytuacja w aspekcie unijnej strategii energetycznej do 2020 roku, Rynek Energii, 2008, nr 3.

3. Müller-Kraenner S., Bezpieczeństwo energetyczne. Nowy pomiar świata. Wydawnictwo „Z naszej strony”, Szczecin, 2009.

4. Hanney A.A., Stady of the Privatisation of the Electricity Supply Industry in England & Wales, EEE Limited, London, 1994.

5. Energy for Tomorrow’s Word – the Realities, the Real Options and the Agenda for Achievement. WEC Commisson, 1993.

6. Hyman L.S., America’s Electric Utilities: Past, Present and Future. Public Utilities Reports, Inc. Arlington, Virginia, 1992.

7. Grunwald M., Wasting Our Watts (We don’t need new drilling or new power plants. We need to get efficient), Time, January 12, 2009.

8. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monografia opracowana pod redakcją J. Popczyka, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice, 2009.

9. Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne. Wydawnictwo Nowa Energia, Racibórz, 2009.

10. Problemy rozległych awarii sieci elektroenergetycznych, pod redakcją G. Bartodzieja i M. Tomaszewskiego, w druku (Wydawnictwo Nowa Energia).

11. Grunwald M., Going Nuclear (Proponents tout atomic energy as a clean, carbon-free alternative to coal and oil.

But could sink nukes again), Time, January 12, 2009.

24

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Stanisław Czapp Gdańsk / Polska Adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Studia wyższe ukończył na tymże wydziale w 1996 roku.

W roku 2002 uzyskał stopień doktora nauk technicznych. Jego działalność naukowa związana jest z urządzeniami oraz instalacjami elektrycznymi, a szczególnie z ochroną przed porażeniem prądem elektrycznym.

Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą

ODKSZTAŁCENIE PRĄDU POBIERANEGO PRZEZ URZĄDZENIA OŚWIETLENIOWE I JEGO WPŁYW NA INSTALACJĘ ZASILAJĄCĄ

dr inż. Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

1. BUDOWA LAMP WYŁADOWCZYCH I JEJ WPŁYW NA PRZEBIEG POBIERANEGO PRĄDU 1.1. Źródła światła i układy stabilizacyjno-zapłonowe Do najbardziej popularnych i obecnie powszechnie stosowanych wyładowczych źródeł światła można zaliczyć: • lampy rtęciowe niskoprężne (świetlówki liniowe, świetlówki kompaktowe) • lampy rtęciowe wysokoprężne • lampy metalohalogenkowe • lampy sodowe wysokoprężne • lampy sodowe niskoprężne • lampy indukcyjne.

Cechą charakterystyczną lamp wyładowczych jest to, że do prawidłowego działania układu oprócz źródła światła konieczne jest stosowanie układu stabilizacyjno-zapłonowego. Układ ten ma za zadanie umożliwić zapłon lampy oraz stabilizować prąd wyładowania pomiędzy jej elektrodami. W zależności od typu lampy, do zapłonu konieczne jest napięcie od kilkuset woltów do kilku kilowoltów, a w układach umożliwiających zapłon gorącej lampy wysokoprężnej po krótkotrwałym zaniku napięcia (oświetlenie stadionu) wartość napięcia sięga kilkudziesięciu kilowoltów.

Wyładowanie w lampie charakteryzuje się opadającą charakterystyką napięciowo-prądową. Aby lampa nie uległa zniszczeniu, należy zastosować statecznik ograniczający prąd, który ustala punkt pracy układu.

W rozwiązaniach konwencjonalnych stosuje się statecznik indukcyjny lub pojemnościowy. W większości lamp stosuje się dławik nieliniowy, który powoduje, że współczynnik mocy układu spada do poziomu 0,5. Poprawę współczynnika mocy uzyskuje się za pomocą indywidualnej kompensacji mocy biernej, instalując w oprawie kondensator. Wyładowanie w jarzniku można odwzorować nieliniową rezystancją. Biorąc pod uwagę również nieliniowość dławika oraz obecność kondensatora, pobierany przez lampę prąd jest odkształcony. Odkształcenie prądu może być znaczne również w elektronicznych układach stabilizacyjno-zapłonowych.

Na rysunku 1 przedstawiono przykładowe układy połączeń lamp wyładowczych. W układach z rysunków od 1a do 1d jarznik jest zasilany napięciem o częstotliwości 50 Hz, a w skład osprzętu wchodzi dławik, układ zapłonowy i kondensator kompensacyjny. Rysunek 1e przedstawia schemat blokowy zasilania świetlówki ze statecznikiem elektronicznym. W tym przypadku jarznik jest zasilany napięciem o wysokiej częstotliwości, rzędu 25÷50 kHz. Układ lampy ze statecznikiem elektronicznym jest skomplikowany [19], ale przy zasilaniu napięciem o podwyższonej częstotliwości wzrasta skuteczność świetlna lampy [23, 25, 31] oraz możliwa jest płynna regulacja strumienia świetlnego.

Streszczenie Większość powszechnie stosowanych energooszczędnych urządzeń oświetleniowych pobiera prąd odkształcony. W niektórych przypadkach odkształcenie prądu jest znaczne i może mieć istotny wpływ na dobór zabezpieczeń, przekroju przewodów i transformatora zasilającego. W artykule przedstawiono analizę widmową prądu pobieranego przez lampy wyładowcze oraz zasady doboru zabezpieczeń i przekroju przewodów w instalacjach oświetleniowych.

Zwrócono także uwagę na konieczność redukcji mocy, którą można długotrwale pobierać z transformatora przy odkształconym przebiegu prądu.

25

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

26

Konstrukcja lampy i zastosowany osprzęt wpływa na kształt przebiegu pobieranego prądu [6, 8, 9, 13, 30, 33]. Lampy o zbliżonych parametrach użytkowych, jak strumień świetlny, barwa światła czy oddawanie barw, mogą znacznie różnić się kształtem pobieranego prądu. a)





b) 





c)



d)





















 e)  











 









 



Układ sterujący

   układy    a)       b) dwuświeRys. 1. Przykładowe połączeń lamp wyładowczych: jednoświetlówkowy z klasycznym układem stabilizacyjno-zapłonowym, antystroboskopowym,       tlówkowy w układzie c) lampy rtęciowej wysokoprężnej, d) lampy sodowej wysokoprężnej, e) schemat blokowy układu          zasilania świetlówki ze statecznikiem elektronicznym[10]; C – kondensator do poprawy współczynnika mocy, L – statecznik indukcyjny, Z – za    płonnik, UZ – układ zapłonowy     1.2. Analiza widmowa prądu pobieranego przez wybrane lampy wyładowcze  Do analizy prądu wybrano następujące lampy:   a) świetlówkę kompaktową ze statecznikiem indukcyjnym     b) świetlówkę kompaktową ze statecznikiem elektronicznym   c) lampę rtęciową wysokoprężną   d) lampę indukcyjną   e) lampę sodową wysokoprężną   f) lampę sodową niskoprężną   g) świetlówkę liniową ze statecznikiem indukcyjnym   h) świetlówkę liniową ze statecznikiem elektronicznym i regulatorem strumienia świetlnego              i) lampę metalohalogenkową.           Analizę widmową prądu lamp wymienionych w podpunktach od a) do f) przeprowadzono dla stanu usta lonego, tzn. nagrzana lampa była zasilana napięciem znamionowym.

Wyniki analizy przedstawiono w niniejszym      punkcie artykułu.

Analizę prądu dla lamp wymienionych w podpunktach g) do i)omówiono odrębnie, gdyż       od   przeprowadzono ją w różnych stanach pracy, tzn. w świetlówce liniowej ze statecznikiem indukcyjnym prze    mocy       analizowano wpływ stopnia kompensacji biernej na kształt pobieranego prądu (punkt 1.3), w świetlówce           (punkt 1.4), liniowej ze statecznikiem elektronicznym badano wpływ fabrycznego regulatora strumienia  świetlnego              natomiast w lampie metalohalogenkowej (punkt 2.1) analizę rozszerzono o układ trójfazowy, co pozwala na badanie prądu w przewodzie neutralnym.



Przebieg prądu w czasie 40 ms



Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 2. Analiza prądu pobieranego przez pojedynczą świetlówkę kompaktową ze statecznikiem indukcyjnym (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 10)

Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą

Na rysunku 2 przedstawiono analizę prądu pobieranego przez pojedynczą świetlówkę kompaktową z klasycznym układem stabilizacyjno-zapłonowym. Świetlówka taka zawiera dławik jako statecznik, ale nie zawiera kondensora. Wpływa to na współczynnik mocy, który wynosi około 0,53. Dzięki takiemu układowi pobierany prąd jest stosunkowo mało odkształcony. Oprócz składowej podstawowej w przebiegu dominuje harmoniczna 3., a całkowity stopień odkształcenia prądu wynosi THDi = 14%.

Zdecydowanie wyższym odkształceniem pobieranego prądu charakteryzuje się świetlówka kompaktowa ze statecznikiem elektronicznym. Z punktu widzenia walorów oświetleniowych oraz trwałości świetlówka ta jest rozwiązaniem lepszym od świetlówki z klasycznym układem stabilizacyjno-zapłonowym. Charakteryzuje się też wyższym współczynnikiem mocy.

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 3. Analiza prądu pobieranego przez pojedynczą świetlówkę kompaktową ze statecznikiem elektronicznym (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 10)

Jednakże rozważając jej wpływ na instalację elektryczną, dochodzi się do wniosku, że może ona powodować większe problemy. Zauważa się bardzo wysoki stopień odkształcenia prądu, który wynosi ponad 96%. Duży jest udział harmonicznych nieparzystych rzędu od 3. do 15. Bardzo duży jest współczynnik szczytu osiągający wartość 2,84, co jest ważną informacją przy doborze urządzeń zabezpieczających.

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 4. Analiza prądu pobieranego przez lampę rtęciową wysokoprężną ze statecznikiem indukcyjnym i kondensatorem

Lampa rtęciowa wysokoprężna w układzie z dławikiem i kondensatorem (rys. 4) również pobiera prąd dość silnie odkształcony. Stopień odkształcenia wynosi THDi = 34%, a dominującymi harmonicznymi są 3., 7. i 11. Mniejszy niż w przypadku świetlówki kompaktowej ze statecznikiem elektronicznym jest współczynnik szczytu i wynosi 2.

Rys. 5 przedstawia przebieg prądu pobieranego przez lampę indukcyjną. Lampę indukcyjną można zaliczyć do lamp rtęciowych, ale jest to specyficzne źródło światła o rekordowej trwałości (60 000 godzin). Tak wysoką trwałość lampa zawdzięcza konstrukcji bezelektrodowej. Źródło światła jest zasilane prądem o częstotliwości rzędu megaherców, jednakże prąd pobierany z sieci nie jest silnie odkształcony. Stopień odkształcenia prądu wynosi THDi = 12%. Zachowany jest bardzo wysoki współczynnik mocy osiągający wartość 0,98.

27

28

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 5. Analiza prądu pobieranego przez lampę indukcyjną (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 10)

W lampie sodowej wysokoprężnej (rys. 6) kształt prądu jest podobny do kształtu prądu w lampie rtęciowej wysokoprężnej. Podobny jest też stopień odkształcenia prądu wynoszący THDi = 36%. Nieco inny jest jednak udział poszczególnych wyższych harmonicznych. Tu dominują harmoniczne 3., 7. i 9.

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 6. Analiza prądu pobieranego przez lampę sodową wysokoprężną

Niedużym odkształceniem pobieranego prądu charakteryzuje się lampa sodowa niskoprężna (rys. 7). Stopień odkształcenia prądu wynosi THDi = 8%, a współczynnik szczytu niewiele przekracza wartość 1,41, jak dla przebiegu nieodkształconego.

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 7. Analiza prądu pobieranego przez lampę sodową niskoprężną (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 10)

1.3. Wpływ stopnia kompensacji mocy biernej lamp na kształt pobieranego prądu Odkształcenie prądu pobieranego przez lampy z klasycznym układem stabilizacyjno-zapłonowym związane jest głównie z brakiem lub obecnością w oprawie kondensatora do indywidualnej kompensacji mocy biernej. Świetlówki bez kondensatora (rys. 8), charakteryzują się niskim współczynnikiem mocy około 0,5, ale pobierają prąd o niedużym odkształceniu (THDi = 9%). Zastosowanie kondensatora wpływa na zwiększenie odkształcenia pobieranego prądu. Jeżeli zastosować kondensator o pojemności zalecanej przez producenta (rys. 10), to stopień odkształcenia wzrasta czterokrotnie (THDi = 39%), natomiast po zastosowaniu kondensatora o pojemności mniejszej niż zalecana przez producenta (rys. 9) uzyskuje się współczynnik mocy o wartości tylko 0,68, ale odkształcenie prądu nie jest tak silne (THDi = 16%).

Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 8. Analiza prądu pobieranego przez świetlówki liniowe (oprawa dwuświetlówkowa) ze statecznikiem indukcyjnym bez kondensatora (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 2)

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 9. Analiza prądu pobieranego przez świetlówki liniowe (oprawa dwuświetlówkowa) ze statecznikiem indukcyjnym i kondensatorem o pojemności mniejszej niż zalecana przez producenta (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 2)

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 10. Analiza prądu pobieranego przez świetlówki liniowe (oprawa dwuświetlówkowa) ze statecznikiem indukcyjnym i kondensatorem zapewniającym kompensację zalecaną przez producenta (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 2)

Zastosowanie kondensatora w oprawie ma na celu ograniczenie poboru z sieci składowej indukcyjnej prądu. Należy jednak podkreślić, że można ograniczyć jedynie pobór harmonicznej podstawowej. Można to dostrzec, analizując wartość skuteczną poszczególnych harmonicznych w przebiegach z rysunków 8, 9 i 10. Po zastosowaniu kondensatora maleje wartość skuteczna harmonicznej podstawowej, natomiast wartość skuteczna poszczególnych wyższych harmonicznych nie zmienia się lub nieco wzrasta. Skoro stopień odkształcenia prądu jest zdefiniowany jako

I THDi = ∑  h h=2  I1 h=n

2

  (1) 

gdzie: Ih – wartość skuteczna harmonicznej rzędu h, I1 – wartość skuteczna harmonicznej podstawowej, naturalną rzeczą jest to, że będzie on wzrastał przy malejącej harmonicznej podstawowej nawet wtedy, gdy wartość skuteczna wyższych harmonicznych pozostanie bez zmian.

29

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

30

                        Na podstawie analiz zawartych w publikacji Z. Gabryjelskiego i Z. Kowalskiego [10] można stwierdzić, że              zawartość poszczególnych harmonicznych Ah, pobieranych z sieci przez kompletną oprawę oświetleniową, jest      w prądzie          tyle razy większa od ich zawartości płynącym bezpośrednio przez źródło światła AhL, ile razy współ harmonicznej  λ   odnaturalnego    czynnik mocy dla pierwszej po skompensowaniu będzie większy współczynnika 1  mocy λn (bez kondensatora). Zakładając, że naturalny współczynnik mocy wynosi 0,5, a po zastosowaniu kon densatora 0,95, udział 3. harmonicznej w prądzie lampy na poziomie 0,1 (10%) bez kompensacji spowoduje po  kompensacji wzrost tej harmonicznej w prądzie pobieranym z sieci do poziomu:  ë 0 ,95 A3 = A3L⋅ 1  =0,1⋅  = 0, 19   ën  0,5  a więc jest to wzrost niemal dwukrotny.  Na powyższych analiz można stwierdzić, że w obiekcie dużej liczbie lamp wyładowczych, podstawie       o     w celu zmniejszenia odkształcenia pobieranego prądu, a tym samym zmniejszenia odkształcenia napięcia           w punkcie zasilania, korzystne może być zastosowanie kondensatorów o pojemności mniejszej niż zaleca produ          cent lub ich usunięcie z opraw oświetleniowych.   1.  4. Wpływ regulatora strumienia świetlnego Lampy wyładowcze do płynnej regulacji strumienia świetlnego wymagają skomplikowanych i kosztow nych elektronicznych układów stabilizacyjno-zapłonowych.

Schemat blokowy takiego układu przedstawiono na        rysunku 1e. Lampa jest zasilana prądem o wysokiej częstotliwości i dzięki temu możliwe jest kształtowanie prądu  lampy bez negatywnych skutków które występowałoby częstotliwości 50 Hz. Okazuje    (przygasanie  lampy),    przy     się, że płynna regulacja strumienia świetlnego nie musi oznaczać silnego odkształcenia prądu, jak to     świetlówek       ma miejsce podczas regulacji strumienia świetlnego lamp  żarowych.          Jak wynika przedstawionych na rys. 11,  12 i 13,  corazmniejszy strumień świetlny uzyskuje  z przebiegów         się wprawdzie kosztem pewnego odkształcenia prądu, ale nawet przy minimalnym strumieniu świetlnym bada nej oprawy (kilka procent pełnego strumienia) odkształcenie to nie jest bardzo silne.                          

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 11. Analiza prądu pobieranego przez świetlówkę liniową ze statecznikiem elektronicznym umożliwiającym regulację strumienia świetlnego.

Regulator nastawiony na maksymalny strumień świetlny (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu  i mocy należy podzielić przez 10) 

                                        Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 12. Analiza prądu pobieranego przez świetlówkę liniową ze statecznikiem elektronicznym umożliwiającym regulację strumienia świetlnego.

Regulator nastawiony na pośredni strumień świetlny (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 10)





Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą

Przebieg prądu w czasie 40 ms

31

Charakterystyka widmowa prądu

Rys. 13. Analiza prądu pobieranego przez świetlówkę liniową ze statecznikiem elektronicznym, umożliwiającym regulację strumienia świetlnego.

Regulator nastawiony na minimalny strumień świetlny (ze względu na zastosowaną przekładnię przetwornika pomiarowego wartości prądu i mocy należy podzielić przez 10)

Należy zwrócić uwagę, że zmniejszaniu strumienia świetlnego towarzyszy zmniejszanie wartości skutecznej harmonicznej podstawowej prądu, a praktycznie bez zmian pozostaje wartość skuteczna poszczególnych wyższych harmonicznych. Dominującą wyższą harmoniczną jest harmoniczna rzędu 3. Wraz ze zmniejszaniem strumienia świetlnego zauważa się spadek wartości współczynnika mocy z 0,97 przy pełnym strumieniu świetlnym do 0,80 przy minimalnym strumieniu świetlnym.

2. WPŁYW ODBIORNIKÓW NIELINIOWYCH NA DOBÓR ZABEZPIECZEŃ I PRZEWODÓW 2.1. Obciążenie i dobór przewodów w instalacji z odbiornikami nieliniowymi W instalacjach oświetleniowych, z powodu obecności prądów wyższych harmonicznych, należy się liczyć ze zwiększonym obciążeniem przewodów fazowych oraz znacznym obciążeniem przewodu neutralnego. Prądy wyższych harmonicznych powodują zwiększone nagrzewanie się przewodów fazowych, a w wyniku znacznego obciążenia przewodu neutralnego obciążalność całego układu może ulec redukcji.

Szczególną uwagę należy poświęcić obciążeniu przewodu neutralnego [7, 11, 32]. W obwodzie jednofazowym prąd obciążenia płynący przewodem neutralnym jest identyczny jak prąd płynący w przewodzie fazowym.

Pewne niebezpieczeństwo może jednak wystąpić w obwodzie trójfazowym, gdyż w niektórych sytuacjach prąd w przewodzie neutralnym może mieć wartość większą niż prądy w przewodach fazowych, nawet przy symetrycznym rozmieszczeniu obciążeń na poszczególne fazy.

W układzie trójfazowym symetrycznym przebiegi harmonicznej podstawowej są przesunięte względem  2ðπ 

2pπ siebie o kąt 120°  3  . Wyższe harmoniczne o rzędzie h są przesunięte o h 3 . Harmoniczne podzielne przez h 3, np. rzędu 3., 9., 15., 27. itd. sprawiają, że wyrażenie 3 jest liczbą całkowitą, więc będą one ze sobą w fazie.

Na podstawie powyższego można stwierdzić, że prądy danej harmonicznej podzielnej przez 3, płynące w poszczególnych fazach, będą się sumowały arytmetycznie w przewodzie neutralnym. W tablicy 1 przedstawiono spodziewane wartości prądu w przewodzie neutralnym w zależności od obciążenia poszczególnych faz oraz udziału 1., 3. i 9. harmonicznej.

Tabl. 1. Wartość skuteczna prądu w przewodach fazowych i neutralnym przy różnym obciążeniu faz dla przebiegów odkształconych z udziałem 1., 3. i 9. harmonicznej IL1 [A]

IL2 [A]

1.

3.

9.

IRMS

1.

100 100 100 100 100

15 33 45 55 33

0 0 0 0 15

101 105 110 114 105

100 100 100 100 100

0 10

0 3

0 0

0 10, 4

100 100

3.

9.

IRMS obciążenie symetryczne 15 0 101 33 0 105 45 0 110 55 0 114 33 15 105 obciążenie niesymetryczne 33 15 106 33 0 105

IL3 [A] 1.

3.

9.

IRMS

IN [A] IRMS

100 100 100 100 100

15 33 45 55 33

0 0 0 0 15

101 105 110 114 105

45 99 135 165 109

100 100

33 33

15 0

106 105

124 113

32

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

Nietrudno zauważyć, że przy znacznej zawartości 3. harmonicznej prąd w przewodzie neutralnym może przyjmować wartość większą niż prąd w najbardziej obciążonej fazie (zacienione pola w tabl. 1). Dobór przekroju przewodu na podstawie szczytowego obciążenia przewodów fazowych może doprowadzić do przeciążenia i zniszczenia przewodu neutralnego.

Zjawiska sumowania się w przewodzie neutralnym harmonicznych podzielnych przez 3 w praktyce zachodzą tylko w pewnym stopniu i są zależne od asymetrii obciążenia. Rzeczywisty prąd płynący w przewodzie neutralnym zawiera różne harmoniczne, również niepodzielne przez 3. Na rys. 14 i 15 przedstawiono przebiegi prądów w modelowej instalacji laboratoryjnej, natomiast na rys. 16 i 17 w rzeczywistej instalacji dużego obiektu z wieloma lampami metalohalogenkowymi.

W laboratorium badaniom poddano trzy jednakowe lampy metalohalogenkowe o mocy 400 W, połączone w układ 3-fazowy symetryczny. Analizowano przebieg prądu w przewodzie fazowym każdej lampy oraz prądu w przewodzie neutralnym.

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu Harmoniczne nieparzyste

Harmoniczne parzyste

Wielkości charakterystyczne

Rys. 14. Analiza prądu pobieranego przez pojedynczą lampę metalohalogenkową

Przebieg na rys. 14 wykazuje, że prąd pobierany przez lampę jest znacznie odkształcony i charakteryzuje się dużym współczynnikiem szczytu, równym 2,79. W wyniku wielu pomiarów można stwierdzić, że stopień odkształcenia prądu THDi osiąga wartości z przedziału 39÷54%; parametr ten zmienia się losowo, podobnie jak i wartość skuteczna pobieranego prądu.

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu Harmoniczne nieparzyste

Harmoniczne parzyste

Wielkości charakterystyczne

Rys. 15. Analiza prądu płynącego w przewodzie neutralnym obwodu 3-fazowego obciążonego symetrycznie trzema lampami metalohalogenkowymi (1 lampa/fazę)

W prądzie płynącym w przewodzie neutralnym obwodu trójfazowego, symetrycznie obciążonego trzema lampami metalohalogenkowymi o mocy 400 W (rys. 15), dominują harmoniczne nieparzyste podzielne przez 3, zwłaszcza 3. harmoniczna. Stopień odkształcenia prądu THDi sięga rzędu 300%. Mimo symetrycznego obciążenia prąd w przewodzie neutralnym osiąga niemal 70% wartości prądu w przewodach fazowych.

Odkształcenie prądu pobieranego przez grupę kilkudziesięciu lamp o mocy 400 W (rys. 16) jest znacznie większe niż w warunkach laboratoryjnych. Stopień odkształcenia prądu THDi w przewodach fazowych instalacji badanego obiektu osiąga poziom 70÷220%, w porównaniu z wartością 39÷54% zmierzoną w laboratorium.

Zwraca uwagę niemal trzykrotnie większa wartość skuteczna prądu – 92, 4 A, w stosunku do prądu harmonicznej podstawowej – 38,36 A.

Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu Harmoniczne nieparzyste

Harmoniczne parzyste

Wielkości charakterystyczne

Rys. 16. Analiza prądu pobieranego przez grupę lamp metalohalogenkowych

Ta sama lampa lub zespół lamp będzie pobierać prąd o innym kształcie w zależności od rodzaju i mocy źródła zasilania (transformator, przetwornica tyrystorowa) [13]. Pojedyncza lampa w zakresie dopuszczalnego odkształcenia prądu powinna spełniać wymagania normy PN-EN 61000-3-2:2007 [27]. Z reguły jednak będzie pobierała prąd mniej odkształcony niż grupa lamp zasilana z tego samego źródła. Grupa lamp stanowi zastępczy odbiornik o mocy nierzadko sięgającej kilkunastu, a nawet kilkudziesięciu kilowatów. To może doprowadzić do sytuacji, że pojedyncza lampa, w zakresie odkształcenia prądu, będzie spełniała wymagania stawiane przez normę [27], ale grupa lamp już nie [16].

Przebieg prądu w czasie 40 ms

Charakterystyka widmowa prądu Harmoniczne nieparzyste

Harmoniczne parzyste

Wielkości charakterystyczne

Rys. 17. Analiza prądu płynącego w przewodzie neutralnym obwodu oświetleniowego zawierającego dużą liczbę lamp metalohalogenkowych

Analiza prądu w przewodzie neutralnym obwodu, zawierającego kilkadziesiąt lamp metalohalogenkowych o mocy 400 W każda, wykazała (rys. 17), że dominującą harmoniczną jest 3. harmoniczna. Na podstawie analizy można również stwierdzić, że prąd w przewodzie neutralnym ma większą wartość niż prąd w przewodach fazowych, nawet przy niewielkiej asymetrii obciążenia. Wartość skuteczna tego prądu wynosi ponad 170 A, podczas gdy wartość skuteczna prądu w przewodach fazowych to ok. 90 A, co ma istotne znaczenie przy doborze przekroju przewodu neutralnego. Przekrój przewodu neutralnego w instalacjach z odbiornikami nieliniowymi w żadnym wypadku nie powinien być mniejszy niż przekrój przewodów fazowych.

2.2. Dobór zabezpieczeń nadprądowych Zabezpieczenie przed skutkami przeciążeń i zwarć w instalacjach oświetleniowych jest realizowane za pomocą wyłączników nadprądowych lub bezpieczników. Przy doborze prądu znamionowego zabezpieczenia należy się kierować wartością skuteczną prądu z uwzględnieniem prądów wyższych harmonicznych. Z uwzględnieniem prądów wyższych harmonicznych wartość skuteczna prądu w przewodach fazowych pojedynczej lampy może być o kilkanaście procent większa niż składowej podstawowej (rys. 14). Udział wyższych harmonicznych w prądzie może być większy, gdy łączna moc lamp stanowi znaczące obciążenie transformatora.

Cechą charakterystyczną lamp wyładowczych jest zwiększony pobór prądu po ich załączeniu. Wartość prądu załączeniowego jest ok. 1, 4÷2,01 razy większa od prądu znamionowego. Dane o prądzie załączeniowym dostarcza producent lampy. Na rys. 18 przedstawiono zmiany prądu pobieranego przez lampę od załączenia do stanu ustalonego dla lampy rtęciowej wysokoprężnej i lampy sodowej wysokoprężnej [10, 23]. Prąd załączeniowy w przeciągu kilku minut płynnie maleje do wartości prądu znamionowego.

1 Wartość szczytowa impulsu prądu przy załączaniu lampy z kondensatorem równoległym może wynosić kilkadziesiąt amperów, ale impuls ten trwa bardzo krótko (kilkaset mikrosekund). Tego rodzaju zjawiska nie są w niniejszym artykule rozpatrywane.

33

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

34

Z uwagi na zwiększoną wartość prądu tuż po załączeniu lampy, prąd znamionowy ciągły wyłącznika nadprądowego powinien być większy, niż wynikałoby to z prądu szczytowego obciążenia w stanie ustalonym. W obwodzie z lampami wyładowczymi o kompensacji równoległej w uproszczeniu można przyjąć, że prąd znamionoaby jego wyzwalacz przeciążeniowy, w określonym czasie, wy ciągły wyłącznika Inw powinien być na tyle duży,       nie reagował na prąd obciążenia wyrażony krotnością prądu znamionowego lamp Ilam (tabl. 2) [15]. Jak wynika        być większy   co najmniej o 25%   z tabl. 2, prąd znamionowy ciągły  wyłącznika powinien od prądu pobieranego            przez lampy w stanie ustalonym.                                                    Tabl.

2.

Szacunkowe wartości prądu załączeniowego i czas jego przepływu w obwodach lamp wyładowczych o kompensacji równoległej                                             Czas 4 min ∞    2 min                                       1,8 × ×I ×I          Prąd obciążenia 1,25 Ilam  1,6 lam    lam                                                                 Przedstawione na rys.

18 zmiany prądu dotyczą wartości skutecznej, a jak wynika z przedstawionych w po             przednim punkcie oscylogramów, pobierany prąd może być silnie odkształcony.

Wyniki badań przedstawione                    w publikacji Walejewskiego wykazały, że prąd tuż po uruchomieniu lampy może silniej odkształcony     M.           być  [34]    niż w stanie ustalonym.

Dla doboru zabezpieczenia ma znaczenie również to, czy przebieg prądu charakteryzu            dużym współczynnikiem        je się  szczytu. Wyzwalacz elektromagnetyczny wyłącznika jest pobudzany wartością   szczytową przepływającego prądu i w celu uniknięcia zbędnych zadziałań wartość szczytowa prądu niezadziała         powinna być większa niż chwilowa wartość prądu i występującego we wszystkich przewidynia wyzwalacza i  nz max      wanych stanach przejściowych [22].                                                                                               18. Zmiany prądu pobieranego przez lampy wysokoprężne: Rys.                    rtęciową  i sodową od chwili zapłonu do stanu ustalonego [10, 23];           – prąd pobierany w stanie ustalonym I  n          Biorąc pod uwagę charakterystykę t-I wyłącznika i oznaczenia przedstawione na rys. 19 można wyrazić to     następującą zależnością:     ,8 ⋅ 2 ⋅ I i ≥ kb ⋅ imax   0               (3)          gdzie:     kb – współczynnik bezpieczeństwa kb ≥1,25.                              W związku z powyższym wartość skuteczna prądu nastawczego Ii wyzwalacza zwarciowego wyłącznika                 powinna spełniać warunek:                     1 , 2 5               ≈1 I  ≥  ⋅i 1 ⋅ i  (4)   max , max   i        0 ,8 ⋅  2      Prąd nastawczy wyzwalacza zwarciowego przy przebiegu odkształconym powinien być większy od prądu     nastawczego przy przebiegu sinusoidalnie zmiennym        w stosunku:           ks           I = I  i_odkszt i_sin (5)     ⋅     2 gdzie:      Ii_odkszt – prąd nastawczy wyzwalacza zwarciowego przy przebiegu odkształconym,    

– prąd nastawczy wyzwalacza zwarciowego przy przebiegu sinusoidalnie zmiennym, I       i_sin 

– współczynnik szczytu.   k s          







Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą  t

-20% +20%

Ir

Inz

I

Ii



35

                  Rys. 19. Charakterystyka czasowo-prądowa wyłącznika   nadprądowego:  Ir – prąd nastawczy wyzwalacza przeciążeniowego     niezadziałania wyzwalacza zwarciowego  Inz – prąd    Ii – prąd nastawczy wyzwalacza zwarciowego  

  kompaktowe    Jeżeli w obwodzie zainstalowano  świetlówki charakteryzujące się prądem obciążenia jak na   4 / 2 =      ks / 2 =  2,8  2    rys. 3, to prąd nastawczy wyzwalacza zwarciowego powinien być większy w stosunku od prądu nastawczego przy przebiegu nieodkształconym.

Tak należy postępować   z wyłącznikami  o nastawianym     prądzie nastawczym wyzwalacza zwarciowego.  W typowych wyłącznikach instalacyjnych o charakterystykach B, C lub D nie ma możliwości nastawiania  wyzwalaczy zwarciowych wyłączników instalacyjnych przedwyzwalacza zwarciowego. Prądy niezadziałania  I      nz stawiono na rys. 20. W zależności od prądu załączeniowego i współczynnika szczytu należy dobrać typ charak         terystyki B, C lub D. W każdym przypadku wartość szczytowa prądu niezadziałania wyzwalacza inz powinna być  większa niż chwilowa wartość prądu imax występującego we wszystkich przewidywanych stanach przejściowych.   W przypadku zabezpieczania obwodu bezpiecznikami, aby nie doszło do przepalenia topika przy rozruchu lampy,  ≥ (1, 4÷1,8) × Ilam , przy czym wartości większe dotyczą prąd znamionowy wkładki topikowej powinien wynosić Inb           jednoczesnego załączania lamp o wydłużonym rozruchu [15]. W obwodach oświetleniowych stosuje się wkładki   topikowe typu gG lub gF i nie ma konieczności dokonywania dodatkowej korekty prądu znamionowego wkładki  ze względu na współczynnik szczytu.

Korekta może być konieczna tylko w przypadku wkładek mających topiki   o silnych przewężeniach (wkładki typu lub  gR  do zabezpieczania urządzeń  półprzewodnikowych) [21].  aR                                                                          Rys. 20. Prądy niezadziałania (wartość skuteczna) wyzwalaczy    zwarciowych wyłączników nadprądowych instalacyjnych      





















           



n-krotne z mniejs z enie obciąż alnoś ci prz ewodu wieloż yłowego

36

  Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska                      2.3.

Dobór przekroju przewodów          Zasady wymiarowania przewodów w obwodach obciążonych prądami zawierającymi wyższe harmoniczne            są zawarte w normie PN-IEC 60364-5-523:2001 [28] „Obciążalność prądowa długotrwała przewodów”, załącz       symetrycznie”   nik C „Oddziaływanie wyższych harmonicznych prądów w układach trójfazowych obciążonych .            Jeżeli zawartość 3. harmonicznej przekracza 15%, to należy zastosować współczynniki korekcyjne przedstawione     przewodu przy       w tabl.

3. Aby uzyskać wymaganą obciążalność przebiegu odkształconym, wartość prądu obcią żenia żyły fazowej lub neutralnej należy przedzielić przez określony współczynnik w tabl. 3. Współczynniki korek    jest      cyjne dotyczą  tylko przewodów, w których przewód neutralny częścią przewodu czterolub pięciożyłowego,  jest wykonany z tego samego materiału i ma taki sam przekrój jak przewody fazowe. Wartości współczynników  zostały obliczone tylko na podstawie zawartości 3. harmonicznej. Jeśli udział pozostałych harmonicznych po dzielnych przez 3 może przekraczać poziom 10% harmonicznej podstawowej, to ich udział w obciążeniu przewo           du  neutralnego również należy uwzględnić.  Tabl. 3. Współczynniki korekcyjne dla wyższych harmonicznych prądów w 4- i 5-żyłowych przewodach [28]        Współczynnik korekcyjny   Udział trzeciej   Dobór przekroju Dobór przekroju  harmonicznej w prądzie   przewodu na podstawie wartości prądu przewodu na podstawie wartości prądu przewodu fazowego [%]   w przewodach fazowych  w przewodzie neutralnym 0–15 1,0 –    15–33 0,86 –    33–45 – 0,86    > 45 – 1,0         [3]      Jeżeli liczba obciążonych żył jest większa niż cztery, to na podstawie można obliczyć obciążalność  przewodu w sposób następujący: I      z1 I zN  = (6)   3 N z gdzie: przewodu o N żyłach obciążonych,  IzN – obciążalność  Iz1 – obciążalność przewodu jednożyłowego, Nz – liczba obciążonych żył.

Powyższa zależność dotyczy przewodów, w których wszystkie żyły są jednakowo obciążone. Niedociążenie bądź brak obciążenia jednej lub więcej żył wpływa korzystnie na obciążalność całego przewodu.

2,00 1,95 1,90 1,85 1,80 1,75 1,70 1,65 1,60 1,55 1,50 5 1

62 L icz ba obciąż onych ż ył

73

Rys. 21. Zależność obciążalności przewodu wielożyłowego od liczby obciążonych żył

Rys. 21 ilustruje zmniejszenie obciążalności przewodu wielożyłowego w zależności od liczby obciążonych żył zgodnie z zależnością (6). Przy pięciu żyłach jednakowo obciążonych występuje nieco ponad 1,7-krotne zmniejszenie obciążalności każdej żyły w porównaniu z jedną żyłą obciążoną, natomiast przy siedmiu żyłach obciążonych obciążalność przewodu zmniejsza się niemal dwukrotnie.

Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą

37

Wskazówki zawarte w załączniku C normy [28] są mało precyzyjne. Bardziej precyzyjne wskazówki w zakresie doboru przekroju przewodów w obwodach o odkształconym prądzie obciążenia podano w opracowaniach [12, 24], co przedstawia tabl. 4. Zawarty w tabl. 4 współczynnik poprawkowy r, przez który należy pomnożyć obciążalność długotrwałą przewodu z normy [28] dla trzech żył obciążonych, uzależniono od stosunku prądu w przewodzie neutralnym do prądu w przewodzie fazowym oraz od sposobu ułożenia przewodów. W niektórych przypadkach zaleca się zastosowanie przewodu neutralnego N o przekroju większym niż przekrój przewodów fazowych bądź zastosowanie dwóch przewodów neutralnych.

Tabl. 4. Współczynniki poprawkowe obciążalności układanych na stałe 4-żyłowych przewodów obwodów trójfazowych w zależności od względnej wartości prądu w żyle neutralnej N (PEN) [12, 24]

Stosunek prądu w przewodzie neutralnym do prądu w przewodzie fazowym v=

IN IL

Sposób układania przewodów A1

A2 B1 w rurze lub listwie

w ścianie termoizolacyjnej jednożyłowe

wielożyłowe

B2

C

po wierzchu, na ścianie przewody stykające się jednożyłowe

wielożyłowe

E F bez rury lub listwy w odległości od ściany 0,3

wielożyłowe

×d

wielożyłowe

1,0 × d jednożyłowe niestykające się jednowarstwowo wiązka

Współczynnik poprawkowy r

v ≤ 0,2

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

0,2 < v ≤ 0,4

0,97

0,97

0,97

0,97

0,97

0,96

0,4 < v ≤ 0,6

0,94

0,94

0,94

0,94

0,95

0,93

0,6 < v ≤ 0,8

0,91

0,91

0,91

0,91

0,93

0,90

0,8 < v ≤ 1,0

0,87

0,87

0,87

0,87

0,89

0,86

1,0 < v ≤ 1,2

0,83

0,83

0,83

0,83

0,85

0,82

1,2 < v ≤ 1,4

(0,78)

0,78

(0,78)

0,78

(0,80)

(0,77)

1,4 < v ≤ 1,6

(0,72)

0,72

(0,72)

0,72

(0,73)

(0,71)

1,6 < v ≤ 1,8

(0,65)

0,65

(0,65)

0,65

(0,66)

(0,64)

1,8 < v ≤ 2,0

(0,57)

0,57

(0,57)

0,57

–

–

Uwagi: 1. Przez współczynnik poprawkowy r należy pomnożyć obciążalność długotrwałą przewodów Iz3 odczytaną w PN-IEC60364-5-523 (dla 3 żył obciążonych prądem), aby otrzymać obciążalność przewodów czterożyłowych o identycznych żyłach (lub 4 identycznych przewodów jednożyłowych) Iz4 = r × Iz3, przy czym żyła neutralna (przewód neutralny) jest obciążona w stopniu v. Wszystkie wartości prądu są wartościami skutecznymi.

2. W układzie TN-C stosunek v oznacza względną wartość prądu w przewodzie PEN. Układ TN-C jest niezalecany przy większych wartościach stosunku v, na przykład v > 0,5.

3. Wartości współczynnika poprawkowego r podane w nawiasie oznaczają, że w tych przypadkach należy rozważyć zastosowanie przewodu neutralnego N o przekroju większym niż przekrój przewodów fazowych bądź zastosowanie dwóch przewodów neutralnych.

Informacja o wartości skutecznej prądu obciążenia z uwzględnieniem wyższych harmonicznych oraz wartości prądu w przewodzie neutralnym nie jest wystarczająca do określenia najmniejszego dopuszczalnego przekroju przewodu. Harmoniczne wysokich rzędów (np. 23., 49.) sprawiają, że trzeba bardziej przewymiarować przewód, niż kiedy w prądzie będą głównie harmoniczne stosunkowo niskich rzędów (np. 5., 7.), nawet jeżeli w obu przypadkach stopień THDi jest identyczny. Im wyższy rząd harmonicznej, tym bardziej wzrasta rezystancja przewodu w stosunku do warunków, kiedy przez przewód płynie prąd nieodkształcony (w wyniku zjawiska naskórkowości). W przewodzie powstają dodatkowe straty mocy, co oznacza wzrost jego temperatury. W większym stopniu wyższe harmoniczne będą wpływać na przewody o dużych przekrojach niż na przewody o małych przekrojach.

38

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

Dokładne uwzględnienie wpływu wyższych harmonicznych na obciążalność przewodów jest możliwe [1, 14], ale jest to zadanie skomplikowane. W pracy Ch. Demouliasa i wsp. [1] analizowano wpływ prądów o różnych kształtach na obciążalność przewodów czterożyłowych o przekrojach 16, 120 i 240 mm2. Analizę przeprowadzono dla sytuacji, kiedy wszystkie żyły przewodu mają identyczny przekrój lub kiedy przewód neutralny ma przekrój mniejszy. Z analizy wynika, że przy prądach o dużej zawartości harmonicznych podzielnych przez 3 (prądy pobierane przez zasilacze impulsowe sprzętu elektronicznego, świetlówki kompaktowe) obciążalność przewodów ulega znacznej redukcji (o 29÷46%). Przy przebiegach prądów o małej zawartości harmonicznych  podzielnych przez 3 należy zredukować obciążalność przewodów o kilka, kilkanaście procent.                      OBCIĄŻENIA TRANSFORMATORA      3. REDUKCJA DOPUSZCZALNEGO ZASILAJĄCEGO INSTALACJE            OŚWIETLENIOWE          Straty w  transformatorze dzieli się na jałowe i obciążeniowe. jałowe nie zależą od obciążenia,      Straty                   czy  obciążeniowe       na a tym samym od tego, czy prąd obciążenia jest odkształcony nie.

Straty można podzielić                    podstawowe i dodatkowe.

Straty podstawowe powstają w uzwojeniach transformatora, a straty dodatkowe są                              wynikiem prądów wirowych w uzwojeniach pochodzących od strumieni rozproszenia oraz strat mocy  zachodzą                    cych w częściach metalowych (np. kadź), obejmowanych przez strumienie rozproszenia.

Prądy wyższych har                        zwiększenie      monicznych płynące przez uzwojenia transformatora powodują strat dodatkowych.

Przyrost strat                            obciążeniowych oznacza wzrost  temperatury uzwojeń, co przy odkształconym prądzie obciążenia o wartości sku  tecznej zbliżonej do prądu znamionowego transformatora może oznaczać przekroczenie temperatury dopusz                             czalnej Istnieje kilka metod [2, 4, 5,  17, 18, 26, 29, 35] pozwalających na określenie współczynnika długotrwale.   redukcji  mocy transformatora, którego uwzględnienie ma zapewnić, że przy danym odkształconym przebiegu                        prądu transformator nie zostanie cieplnie przeciążony.

Niestety, wartość zredukowanej mocy transformatora         wyznaczona różnymi metodami jest niejednakowa. Różnice mogą być znaczne. Poniżej zostanie przedstawiona                    metoda zawarta w normie PN-EN 50464-3:2007 [29].   Przy odkształconym przebiegu prądu obciążenia transformator można obciążyć następującą mocą:       S        S H = n (7) K     gdzie:    SH –  moc pozorna, którą można obciążyć transformator przy danym przebiegu odkształconym,                    Sn –  znamionowa moc pozorna transformatora,                           dla danego       przebiegu  K – współczynnik redukcji mocy transformatora odkształconego.     Współczynnik K wyznacza się z zależności:     2 2   I1   h=nIh   q     e     ⋅ h   1+   ⋅  ⋅∑    (8)   K=   I               1+ e  IÓ        h = 2    1      gdzie:   e –  stosunek strat obciążeniowych dodatkowych przy sinusoidalnie zmiennym prądzie obciążenia do całkowi      tych które występowałoby przy prądzie stałym (d.c.) o wartości identycznej, co wartość strat obciążeniowych,        skuteczna sinusoidalnie zmiennego prądu obciążenia (z braku danych można przyjąć 0,05÷0,1),                     I1 –  wartość skuteczna 1. harmonicznej prądu obciążenia,    IS –  wartość skuteczna prądu obciążenia z uwzględnieniem wyższych harmonicznych,              Ih –  wartość skuteczna wyższej harmonicznej o rzędzie h,    –  h rząd wyższej harmonicznej,  wykładnik     –  q potęgi, od wykonania  uzwojenia i częstotliwości prądu (z braku danych można przyjąć:   zależny              –dla 1,5 transformatora, którego uzwojenia niskiego i wysokiego napięcia są wykonane z drutu o przekroju    lub   okrągłym prostokątnym; 1,7 dla transformatora o uzwojeniach niskiego napięcia z folii).                         Jeżeli             transformator o mocy znamionowej 630 kVA byłby obciążony prądem o kształcie przedstawionym             na rys. 14 (zasilanie pojedynczej lampy w warunkach laboratoryjnych), to można by z niego długotrwale czerpać              moc równą:                          S  630                       (9) S H = n =  = 508 kVA          K  1,43                                              

Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe i jego wpływ na instalację zasilającą

czyli jego wykorzystanie byłoby ograniczone do poziomu 81% (przyjęto e = 0,05 oraz q = 1,7). W obiekcie o dużej liczbie lamp, które są dominującym obciążeniem transformatora, odkształcenie prądu jest większe niż w warunkach laboratoryjnych (rys. 16) i trudne do przewidzenia [20]. Przy takim kształcie prądu moc, którą można długotrwale czerpać z tego transformatora, jest jeszcze mniejsza i wynosi 440 kVA (0,7 × Sn).

4. WNIOSKI Odkształcenie prądu pobieranego przez urządzenia oświetleniowe zależy od zainstalowanego typu źródła światła i układu stabilizacyjno-zapłonowego, a także rodzaju i mocy źródła zasilania. Wpływ odkształcenia prądu powinien być uwzględniony przy doborze zabezpieczeń, przewodów oraz transformatora zasilającego. Celowe jest więc dość dokładne rozpoznanie właściwości urządzeń oświetleniowych, które mają być zainstalowane w instalacji, w szczególności w zakresie zawartości wyższych harmonicznych w pobieranym prądzie. Jest to bardzo istotne wtedy, kiedy urządzenia te mają stanowić znaczny udział w łącznym zapotrzebowaniu na moc obiektu i obciążeniu transformatora zasilającego.

BIBLIOGRAFIA 1. Demoulias Ch., Labridis D.P., Dokopoulos S.P., Gouramanis K., Ampacity of Low-Voltage Power Cables Under Nonsinusoudal Currents. IEEE Transactions on Power Delivery, 2007, vol. 22, no. 1, s. 584–594.

2. Desmet J., Lemcko L., Harmoniczne. Dopuszczalna obciążalność i dobór transformatorów do pracy z prądem odkształconym. Leonardo Power Quality Initiative. Jakość zasilania – poradnik, cz. 3.5.2, listopad 2005.

3. Det Norske Veritas. Rules for classification of ships. Part 4 – Machinery and Systems – Main Class. Chapter 4 – Electrical Installations. Edition 1999.

4. Faiz J., Sharifian M.B.B., Fakheri S.A., Sabet-Marzooghi E., Derating of Distribution Transformers for Non-sinusoidal Load Currents Using Finite Element Method. Iranian Journal of Science & Technology, Transaction B, 2004, vol. 28, no. B3, s. 315–322.

5. Filtracja i detekcja harmonicznych. Schneider Electric. Materiały firmowe.

6. Gabryjelski Z., Świetlówki kompaktowe jako źródło zaburzeń elektromagnetycznych. Przegląd Elektrotechniczny, 2007, nr 9, s. 100–103.

7. Gabryjelski Z., Praca świetlówek kompaktowych w sieci trójfazowej. Przegląd Elektrotechniczny, 2007, nr 9, s. 42–43.

8. Gabryjelski Z., Odkształcenie prądu w obwodach lamp fluorescencyjnych i wyładowczych połączonych ze statecznikiem indukcyjnym. Archiwum Elektrotechniki, 1982, t. XXXI, z. 1–2, s. 125–136.

9. Gabryjelski Z., Odkształcenie prądu w obwodach lamp fluorescencyjnych i wyładowczych połączonych ze statecznikiem pojemnościowo-indukcyjnym. Archiwum Elektrotechniki, 1982, t. XXXI, z. 3-4, s. 571–581.

10. Gabryjelski Z., Kowalski Z.: Sieci i urządzenia oświetleniowe. Zagadnienia wybrane. Politechnika Łódzka. Łódź 1997.

11. Gabryjelski Z., Kowalski Z.: Przyczyny obciążania przewodów zerowych w sieciach oświetleniowych. Gospodarka Paliwami i Energią, 1977, nr 7, s. 21–23.

12. Hering E., Leitungen mit vier belasteten Leitern. Elektropraktiker, 2004, nr 9, s. 722–726.

13. Herlender K., Cadler E.: Wpływ sposobu zasilania nowoczesnych układów oświetleniowych na jakość energii elektrycznej. Wiadomości Elektrotechniczne, 2006, nr 3, s. 30–32.

14. Hiranandani A.: Calculation of Cable Ampacities Including the Effect of Harmonics. IEEE Industry Applications Magazine, March/April 1998, s. 42–51.

15. Instalacje elektryczne i teletechniczne. Poradnik montera i inżyniera elektryka. Verlag Dashöfer. Część 5. Zabezpieczenia w instalacjach elektrycznych.

16. Kasprzak A., Orlikowski M., Brodecki D., O pewnych aspektach EMC dotyczących powszechnego wprowadzenia świetlówek energooszczędnych. Przegląd Elektrotechniczny, 2007, nr 9, s. 104–105.

17. Kelley A.W., Edwards S.W., Rhode J.P. Baran M.E., Transformer Derating for Harmonic Currents: A Wide-Band Measurement Approach for Energized Transformers. IEEE Transactions on Industry Applications, 1999, vol. 35, no. 6, s. 1450– 1457.

18. Kuśmierek Z., Współczynnik obciążenia transformatora zasilającego odbiorniki nieliniowe i jego pomiar. Przegląd Elektrotechniczny, 2004, nr 6, s. 636–638.

19. Magdziak R. Układy zabezpieczeń w elektronicznych statecznikach świetlówek. Elektronizacja, 2000, nr 4, s. 18–19.

20. Musiał E., Czapp S., Opinia w sprawie zakłóceń wywołanych prądami wyższych harmonicznych w instalacji elektrycznej supermarketu OBI w Gdyni-Cisowej. Gdańsk 1999.

21. Musiał E., Bezpieczniki w nowoczesnych układach zabezpieczeń urządzeń niskiego napięcia. Ogólnopolskie Szkolenie Techniczne „Zabezpieczenia niskonapięciowych instalacji i urządzeń elektrycznych”. ENERGO-EKO-TECH, Poznań, październik 2001.

22. Musiał E., Zabezpieczanie silników zasilanych z pośrednich przemienników częstotliwości. INPE Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych, Miesięcznik SEP, 2004, nr 59–60, s. 3–35.

39

40

Stanisław Czapp / Politechnika Gdańska

23. Musiał E., Przegląd elektrycznych źródeł światła. Główne właściwości i tendencje rozwojowe. INPE Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych, Miesięcznik SEP, 2006, nr 79, s. 3–66.

24. Musiał E., Obciążalność cieplna oraz zabezpieczenia nadprądowe przewodów i kabli. INPE Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych, Miesięcznik SEP, 2008, nr 107, s. 3–41.

25. Pabjańczyk W., Oszczędności energetyczne wynikające ze stosowania elektronicznych urządzeń stabilizacyjno-zapłonowych. Wiadomości Elektrotechniczne, 2000, nr 10, s. 540–543.

26. Pierce L.W., Transformer Design and Application Considerations for Nonsinusoidal Load Currents, IEEE Transactions on Industry Applications, 1996, vol. 32, no. 3, s. 633–645.

27 PN-EN 61000-3-2:2007 Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 3-2: Poziomy dopuszczalne. Poziomy dopuszczalne emisji harmonicznych prądu (fazowy prąd zasilający odbiornika < lub = 16 A).

28. PN-IEC 60364-5-523:2001 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Obciążalność prądowa długotrwała przewodów.

29. PN-EN 50464-3:2007 Trójfazowe olejowe transformatory rozdzielcze 50 Hz od 50 kVA do 2500 kVA o najwyższym napięciu urządzenia nie przekraczającym 36 kV. Część 3: Wyznaczanie mocy znamionowej transformatora obciążonego prądem niesinusoidalnym. (oryg.)

30. Różowicz A., Systemy świetlne jako źródło zakłóceń. Przegląd Elektrotechniczny, 2003, nr 4, s. 296–299.

31. Różowicz A., Skuteczność świetlna lamp fluorescencyjnych zasilanych prądem o różnej częstotliwości. Wiadomości Elektrotechniczne, 2004, nr 11, s. 15–18.

32. Rydzewski Z., Nowosielski J., Specyficzne cechy świetlówek jako odbiorników sieci trójfazowej niskiego napięcia.

Przegląd Elektrotechniczny, 1973, nr 7, s. 331–335.

33. Starzak Ł., Bek S., Modelowanie kompaktowych lamp fluorescencyjnych do badań ich oddziaływania na sieć zasilającą. Przegląd Elektrotechniczny, 2007, nr 9, s. 106–107.

34. Walejewski M., Analiza jakości energii elektrycznej w instalacjach oświetleniowych. Praca dyplomowa magisterska.

Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006.

35. Yildirim D., Fuchs E.F., Measured Transformer Derating and Comparision with Harmonic Loss Factor (FHL) Approach.

IEEE Transactions on Power Delivery, 2000, vol. 15, no. 1, s. 186–191.

42

Andrzej Graczyk / Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu

Autorzy / Biografie

Andrzej Graczyk Wrocław / Polska Absolwent Wydziału Gospodarki Narodowej Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu – magisterium w roku 1978, doktorat w roku 1988, habilitacja w roku 2005. W latach 1999–2005 prodziekan ds. dydaktyki na Wydziale Gospodarki Narodowej, a od 2005 roku dziekan Wydziału Nauk Ekonomicznych Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu.

Zainteresowania badawcze wiąże z zagadnieniami z zakresu ekonomii środowiskowej i zarządzania środowiskiem, gospodarowania energią, teorii i praktyki zrównoważonego rozwoju. W latach 2003–2004 był przewodniczącym podzespołu ds. mechanizmów ekonomiczno-finansowych ekorozwoju Rady Ekspertów Ministra Środowiska.

Jest członkiem Rady Naukowo-Technicznej Grupy Energa oraz Rady Programowej Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii CATA.

Rozwój rynku handlu pozwoleniami na emisje CO2 w Unii Europejskiej

ROZWÓJ RYNKU HANDLU POZWOLENIAMI NA EMISJE CO2 W UNII EUROPEJSKIEJ1 dr hab. Andrzej Graczyk / Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu

KONCEPCJA HANDLU POZWOLENIAMI NA EMISJĘ Zbywalne pozwolenia na emisję są stosunkowo nowym instrumentem regulacji poziomu emisji zanieczyszczeń (a także stopnia redukcji emisji). Idea tego rozwiązania w wyjściowej postaci polegała na zrezygnowaniu z kontroli jakości środowiska za pomocą systemu norm i standardów wyznaczanych emitentom. Agencja (urząd) odpowiedzialna za kontrolę środowiska ustalałaby natomiast dopuszczalny lub tolerowany ładunek zanieczyszczeń i odpowiednią do niego liczbę pozwoleń na emisję, a następnie wprowadzała je na rynek, rozdzielając bezpłatnie lub sprzedając emitentom zanieczyszczeń.

Kluczowym elementem koncepcji jest zezwolenie, by emitenci mogli sprzedawać i kupować pozwolenia na stworzonym w tym celu rynku wtórnym. Podaż pozwoleń tworzą posiadacze, którzy mogą nie skorzystać z prawa wyemitowania określonej ilości zanieczyszczenia, ale odsprzedać to prawo innemu podmiotowi. Pozwolenia mogą być dalej sprzedawane i nabywane na rynku praw emisji. Motywem zawierania transakcji jest osiąganie przez ich uczestników korzyści, które sprowadzają się do wyboru najtańszego sposobu dostosowania do wymagań przepisów regulujących jakość środowiska.

Emitenci o niższych kosztach redukcji emisji mogą zmniejszać emisję poniżej określonego dla nich limitu i sprzedawać niewykorzystane uprawnienia innym zanieczyszczającym (o wyższych kosztach redukcji). Dla nich, z kolei, nabycie dodatkowych uprawnień jest korzystniejsze od redukowania emisji. Handel będzie odbywać się dotąd, aż znikną różnice w marginalnych kosztach redukcji emisji. Rynek uprawnień osiągnie wówczas równowagę przy cenie równej marginalnemu kosztowi dla wszystkich źródeł emisji. W ten sposób handel emisjami automatycznie spełni warunek minimalizacji kosztów społecznych osiągania określonego poziomu jakości środowiska. Zakładaną redukcję emisji przeprowadzą ci emitenci, którzy potrafią ją osiągnąć najniższym kosztem.

Rynek praw emisji zanieczyszczeń może – jeśli zostanie właściwie zaprojektowany – doprowadzić do zasadniczego spadku kosztów ochrony środowiska w skali ogólnospołecznej, szczególnie w porównaniu z systemem administracyjnej regulacji (za pośrednictwem standardów emisji). Zbywalne prawa emisji byłyby wykorzystane tam, gdzie są one tańsze niż wymagane w przeciwnym razie urządzenia do redukcji emisji. I przeciwnie, nie byłyby one zastosowane tam, gdzie spadek emisji wymaga mniejszych nakładów niż zakup odpowiednich praw emisji. Oznacza to, że dowolny poziom obciążenia środowiska uznany za dopuszczalny byłby w tym systemie osiągany przy minimalnym koszcie ogólnospołecznym.

Streszczenie W artykule przedstawiono koncepcję handlu pozwoleniami na emisje. Powstanie rynku pozwoleń na emisje w Unii Europejskiej było związane z brakiem postępu w ratyfikacji Protokołu z Kioto, który umożliwiłby uruchomienie rynku na skalę globalną. W rozwoju europejskiego systemu handlu emisjami można dotąd wyróżnić kilka etapów. W latach 1997–2004 przygotowano polityczne, koncepcyjne i regulacyjne podstawy rynku. Pierwszy etap rozwoju rynku w latach 2005–2007 był okresem próbnym, w którym limity emisji dla dobrowolnie zgłaszających się uczestników handlu były przyznawane bezpłatnie przez poszczególne państwa, według kryteriów ustanowionych na podstawie emisji historycznej.

Drugi etap wprowadzania systemu handlu emisjami (2008–2012) pokrywa się z pierwszym okresem zobowią-

zań Protokołu z Kioto, w którym metoda alokacji pozwoleń jest jednolita w całej Unii Europejskiej. Udział podmiotów z wyznaczonych branż jest obowiązkowy. Rozdział pozwoleń zbywalnych jest bezpłatny, ale nadal opiera się na strukturze emisji poprzednich okresów. Rozwija się rynek wtórny obrotu pozwoleniami. W trzecim okresie – w latach 2013–2020 – zwiększy się zakres uczestników rynku. Systematycznie będzie się rozszerzać odpłatny – aukcyjny sposób rozdziału uprawnień. Rozwój europejskiego systemu handlu emisjami po roku 2020 będzie uzależniony od podjęcia międzynarodowego porozumienia obejmującego redukcję emisji w skali globalnej.

Celem artykułu jest przedstawienie rozwoju rynku Unii Europejskiej, która przoduje w stosowaniu mechanizmów rynkowych w ochronie klimatu.

1 Praca naukowa finansowana ze środków budżetowych na naukę w latach 2007–2009 jako projekt badawczy.

43

44

Andrzej Graczyk / Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu

MECHANIZMY ELASTYCZNE PROTOKOŁU Z KIOTO Wprowadzenie rozwiązań rynkowych w ograniczaniu emisji gazów cieplarnianych wiąże się z realizacją Protokołu do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzonego w Kioto dnia 11 grudnia 1997 roku, zwanego dalej Protokołem z Kioto2. Dnia 16 lutego 2005 roku Protokół z Kioto wszedł w życie, zostając ratyfikowanym przez 55 krajów z aneksu 1, których łączna emisja CO2 jest równa przynajmniej 55% emisji globalnej z roku 1990.

Protokół z Kioto wprowadził kilka mechanizmów ułatwiających realizację zobowiązań redukcyjnych na drodze wymiany tzw. jednostek redukcyjnych między krajami – stronami konwencji. Najważniejszymi dla takiej współpracy są: • Mechanizm Wspólnych Działań (Joint Implementation – JI), w którym przedmiotem wymiany są jednostki redukcji emisji pozyskanych w wyniku realizacji projektów wspólnych wdrożeń (Emission Reduction Unit – ERU) • Mechanizm Czystego Rozwoju (Clean Development Mechanizm – CDM), gdzie obrót obejmuje jednostki poświadczonej redukcji emisji pozyskanych w ramach projektów mechanizmu czystego rozwoju (Certified Emission Reduction – CER) • Mechanizm Handlu Emisjami (Emission Trading – ET), zgodnie z którym handluje się jednostkami przyznanej emisji (Assigned Amount Unit – AAU).

Głównym celem wprowadzenia mechanizmów o charakterze rynkowym, zwanych mechanizmami elastycznymi, jest dążenie do zmniejszenia kosztów realizacji celów redukcyjnych w Protokole z Kioto. Pozwalają one osiągnąć pożądaną redukcję emisji tych gazów w skali globalnej w drodze wymiany jednostek redukcji (CRU, ERU) między stronami konwencji. Są jednocześnie nową formą aktywizacji współpracy międzynarodowej, która ma duży potencjał rozwojowy.

Rozwiązania przyjęte zostały na ograniczony okres – do 2012 roku. Unia Europejska dąży jednak do zawarcia nowego porozumienia międzynarodowego, które będzie obowiązywać po roku 2012. Należy więc oczekiwać, że stosowane do tego czasu mechanizmy będą funkcjonować także później.

PRZYGOTOWANIA DO STWORZENIA EUROPEJSKIEGO RYNKU POZWOLEŃ NA EMISJĘ – OKRES 1997–2004 Na początku lat dziewięćdziesiątych zbywalne pozwolenia były uważane w wielu krajach europejskich za rozwiązanie kontrowersyjne. Handel emisjami stosowano na ograniczoną skalę, często na zasadzie eksperymentu3. Propozycje wprowadzenia międzynarodowego systemu handlu emisjami tzw. gazów cieplarnianych pojawiły się w związku z przygotowaniami do konferencji w Kioto (1997).

Wobec braku możliwości szybkiego wprowadzenia protokołu na skalę ogólnoświatową4, kraje Unii Europejskiej rozpoczęły przygotowania do wprowadzenia handlu emisjami w ramach tego ugrupowania. W roku 2000 prace nad kształtem handlu emisjami nabrały przyspieszenia. Komisja Europejska w marcu tego roku opublikowała „Zieloną Księgę w sprawie handlu emisjami gazów cieplarnianych w ramach UE”, a w listopadzie tego samego roku Parlament Europejski zobowiązał Komisję do przygotowania do 2005 roku systemu handlu emisjami. W październiku 2001 roku Komunikat Komisji z Goeteborga dla Rady Europejskiej – „Zrównoważona Europa dla lepszego świata: Strategia zrównoważonego rozwoju Unii Europejskiej” potwierdzał potrzebę opracowania europejskiego systemu pozwoleń na emisję dwutlenku węgla.

Protokół z Kioto został zatwierdzony decyzją Rady 2002/358/WE z dnia 25 kwietnia 2002 roku. Wspólnota oraz jej państwa członkowskie uzgodniły, iż będą wspólnie spełniać zobowiązania w celu zmniejszenia antropogenicznych emisji gazów cieplarnianych na podstawie Protokołu z Kioto. W omawianym okresie dwa państwa Unii wdrożyły własne wewnętrzne systemy handlu emisjami – Dania w roku 1999 (obowiązkowe uczestnictwo dla jednostek sektora energetycznego) i Wielka Brytania w 2002 roku (dobrowolne uczestnictwo dla przedsiębiorstw ze wszystkich sektorów). Ponadto w trzech krajach – Szwecji, Holandii i Niemczech dokonano obszer2 Dz.U. nr 203 poz. 1684 z dnia 17 października 2005 r.

3 O tych przykładach piszę w książce: Fiedor B., Graczyk A., Jakubczyk Z., Rynek pozwoleń na emisję zanieczyszczeń na przykładzie SO2 w ener getyce polskiej, Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, Białystok 2002, s. 39–42.

4 Protokół z Kioto wszedł w życie dopiero 16 lutego 2005 r., gdy został ratyfikowany przez 55 krajów z aneksu I Protokołu, których łączna emisja CO2 jest równa przynajmniej 55% emisji globalnej z roku 1990.

Rozwój rynku handlu pozwoleniami na emisje CO2 w Unii Europejskiej

nych badań nad możliwością wdrożenia pozwoleń zbywalnych, a Francja opracowała schemat dobrowolnych porozumień dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych, który może się przekształcić w handel emisjami.

Szósty program działań Wspólnoty5 w sferze środowiska określił redukcję gazów cieplarnianych jako jeden z czterech priorytetowych obszarów działań. Program ten uznaje, iż Wspólnota zaangażowana jest w osiąganie 8-proc. zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych od 2008 do 2012 roku w porównaniu z poziomami z roku 1990 oraz że w dłuższym okresie czasu globalne emisje gazów cieplarnianych będą musiały zostać zmniejszone w przybliżeniu o 70% w porównaniu z poziomami z 1990 roku. W związku z tym programem powstał projekt dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie systemu handlu pozwoleniami na emisję gazów cieplarnianych we Wspólnocie i zmiany Dyrektywy 96/61/WE6.

Dyrektywa 2003/87/WE7 została uchwalona w październiku 2003 roku. Miała na celu przyczynienie się do spełniania zobowiązań Wspólnoty Europejskiej oraz jej państw członkowskich bardziej skutecznie, przez efektywny europejski obrót przydziałami emisji gazów cieplarnianych, z najmniejszym możliwym zmniejszeniem rozwoju gospodarczego oraz zatrudnienia8. Zobowiązywała kraje członkowskie UE do stworzenia w każdym z nich systemu handlu emisjami gazów cieplarnianych. Dyrektywa stanowiła, że system obowiązywać będzie wszystkie kraje Unii od roku 2005. Zakładała ograniczony handel emisjami wewnątrz Unii już w 2005 roku, co miało umożliwić wypracowanie odpowiednich strategii przed rozpoczęciem handlu emisjami w ramach Protokołu z Kioto w 2008 roku.

PIERWSZY ETAP ROZWOJU RYNKU 2005–2007 System handlu emisjami wprowadzono w dwóch etapach. Pierwszy etap (lata 2005–2007) to okres próbny, w którym limity emisji dla uczestników handlu były przyznawane bezpłatnie przez poszczególne państwa według kryteriów ustanowionych w dyrektywie na podstawie emisji historycznej (czyli metodą tzw. grandfatheringu). Państwa członkowskie rozdzieliły pozwolenia na emisję 2298,5 mln Mg dwutlenku węgla, w tym blisko 95% wolnych od opłat.

System obejmował emisje dwutlenku węgla generowane przez obiekty przemysłu energetycznego i ciepłowniczego o wysokim poziomie emisji oraz inne wybrane energochłonne sektory przemysłowe, takie jak: spalarnie, rafinerie ropy naftowej, koksownie, huty żelaza i stali oraz cementownie, cegielnie, huty szkła, zakłady produkujące wapno, ceramikę, pulpę i papier.

Krajowe Plany Rozdziału Uprawnień na lata 2005–2007 obejmowały jeden gaz cieplarniany (CO2) oraz tylko część emisji krajowej. Dlatego nie było możliwe bezpośrednie zastosowanie celów Protokołu z Kioto jako limitów emisji w KPRU. Załącznik III do Dyrektywy 2003/87/WE wymagał jednak, by łączna liczba uprawnień przydzielanych w ramach KPRU przed rokiem 2008 była zgodna ze ścieżką zapewniającą spełnienie wymagań Protokołu z Kioto.

Istotnym elementem systemu była także zmiana w dziedzinie wydawania pozwoleń na emisję. Zgodnie z nią zmieniona została Dyrektywa 96/61/WE. Zapewniono po pierwsze, że dopuszczalne wielkości emisji nie są ustalone w odniesieniu do bezpośrednich emisji gazów cieplarnianych z instalacji podlegających Dyrektywie 2003/87/WE. I po drugie, że państwa członkowskie mogą decydować o nienakładaniu wymogów odnoszących się do wydajności energetycznej w odniesieniu do jednostek spalania energetycznego lub innych jednostek emitujących dwutlenek węgla w miejscu działania, bez uszczerbku dla jakichkolwiek wymogów, na mocy Dyrektywy 96/61/WE. Europejski system handlu emisjami jest pierwszym na świecie międzynarodowym systemem typu „ograniczenie-handel” (cap-and-trade) realizowanym na poziomie przedsiębiorstw. Limit, zwany też „ograniczeniem” (ang. cap), dla niektórych podmiotów jest zbyt mały w stosunku do ich potrzeb emisyjnych. Ten niedobór umożliwia powstanie handlu. Podaż stworzą przedsiębiorstwa, które mają emisje poniżej przyznanego im pułapu i mogą sprzedać nadwyżki zezwoleń po cenie rynkowej na rynku wtórnym.

5 Ustanowiony decyzją nr 1600/2002/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz.U. L 242 z 10.9.2002, s. 1).

6 Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionsberechti- gungen in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates [KOM(2001) 581 endg. – Amtsblatt C 75 E vom 26.3.2002].

7 Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003, ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniająca Dyrektywę Rady 96/61/WE. 8 Tamże, Preambuła, punkt 5.

45

46

Andrzej Graczyk / Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu

W Europie Zachodniej na rynku wtórnym w handlu emisją i zarządzaniu ryzykiem cenowym powstały i były wykorzystywane rozmaite instrumenty finansowe9: • kontrakty z dostawą natychmiastową (spot) – oferowane m.in. przez giełdy Powernext, Nordpool, European Energy Exchange • kontrakty terminowe (futures) – standaryzowane kontrakty oferowane m.in. przez giełdy (przede wszystkim energii) ECX, Nordpool, EEX • kontrakty terminowe (forward) – oferowane przez uczestników rynku pozagiełdowego (overthe-co-unter market, OTC), dopasowywane do potrzeb zawierających je stron. Głównymi animatorami tego rynku są banki inwestycyjne, np. JP Morgan, Morgan Stanley, Barclays oraz wydzielone spółki korporacji działających na rynku paliwowo-energetycznym, np. Shell Trading • kontrakty opcyjne – rzadko stosowane instrumenty, oferowane zarówno przez uczestników rynku pozagiełdowego, takich jak banki, oraz giełdy (ECX) • jednostki typu CER (Certifications of Emission Reduction) i ERU (Emission Reduction Units).

W światowym handlu emisją dwutlenku węgla, dzięki rozwojowi rynku emisji w UE, już w pierwszym okresie jego funkcjonowania dominowały obroty na rynku europejskim. Globalny rynek węglowy w 2007 roku osiągnął wartość 40 mld euro, co stanowiło wzrost o 80% w stosunku do roku 2006. Całkowity wolumen obrotów wzrósł o 64% – z 1600 mln Mg (1,6 miliarda ton ekwiwalentu CO2) w 2006 roku do 2700 mln Mg w roku następnym. Największy udział w tym rynku ma mechanizm europejskiego handlu emisjami (EU ETS) – w 2007 roku 1600 mln Mg i wartość 28 miliardów euro. To oznaczało wzrost wielkości o 62% i wzrost wartości o 55% w stosunku do 2006 roku. EU ETS stanowi obecnie 62% globalnego rynku węglowego i 70% wartości tego rynku10.

DRUGI ETAP ROZWOJU RYNKU 2008–2012 Drugi etap wprowadzania systemu handlu emisjami pokrywa się z pierwszym okresem zobowiązań Protokołu z Kioto, w którym metoda alokacji pozwoleń jest jednolita w całej Unii Europejskiej. Udział podmiotów z wyznaczonych branż jest już obowiązkowy. Na pięcioletni okres, rozpoczynający się dnia 1 stycznia 2008, państwa członkowskie rozdzielają przynajmniej 90% przydziałów wolnych od opłat. Każde państwo członkowskie opracowuje krajowy plan przydziałów wskazujący całkowitą liczbę pozwoleń, które ma zamiar rozdzielić w odniesieniu do tego okresu, oraz sposób, w jaki proponuje je rozdzielić. Plan ten podlega określonej procedurze konsultacji i zatwierdzania w Komisji Europejskiej. Do pokrycia potrzebnej emisji pozwoleniami przedsiębiorstwa mogą wykorzystywać jednostki pozyskiwane w ramach mechanizmów elastycznych Protokołu z Kioto.

Obecnie o kształcie handlu emisją decydują jednak zasady przydziału uprawnień, które deformują ten rynek, zanim jeszcze został on rozwinięty. Nierówny rozdział uprawnień zbywalnych, oparty na przenoszeniu proporcji z okresu poprzedniego, można traktować jako nieuzasadnioną pomoc publiczną. Bezpłatny przydział limitów skutecznie zaciemnia obraz przyszłej podaży pozwoleń na rynku, ponieważ w okresie ustalania proporcji przydziału żaden z podmiotów nie rezygnuje z przydziału, a wszystkie protestują przeciw zbyt małym limitom.

Trudno w związku z tym ocenić całkowitą wartość europejskiego rynku praw emisji. Z jednej strony, zależy ona od liczby pozwoleń, którą będą mogły na nim umieścić podmioty dzięki zmniejszeniu emisji do poziomu niższego od sumy uzyskanych pozwoleń. Z drugiej strony, będzie decydować cena rynkowa, która też może wpływać na gotowość podmiotów do redukowania emisji. Cena uprawnień do emisji w roku 2009 będzie kształtowała się nie tylko na podstawie poziomu czynników fundamentalnych. Zależeć będzie od skali i długości kryzysu gospodarczego oraz od kroków, które podejmą USA, UE i Chiny w celu wyjścia z recesji.

Na początku roku 2009 ceny uprawnień do emisji na rynku spot (EU ETS) kształtowały się na poziomie ok.

11 euro za tonę. Deutsche Bank przewiduje, że w tym roku cena uprawnień do emisji CO2 może spaść poniżej 10 euro11. Ceny prognozowane na okres do 2012 roku mogą być przyjmowane na poziomie 20 euro za tonę. Cena 25–27 euro jest uważana za znacznie mniej realną (zwłaszcza w latach 2008–2009) ze względu na możliwość pozyskiwania uprawnień, np. z projektów CDM12. Całkowita wartość rynku może więc być oszacowana w szero 9 Czarnecki P., Zarządzanie ryzykiem cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla, Rynek Energii, 2007, nr 5.

10 Roine K., Tvinnereim E., Hasselknippe H. (eds.), Carbon 2008 – Post – 2012 is now, Point Carbon, 11 March 2008, s. 1, www.pointcarbon.com (data wejścia 18.07.2008).

11 http://www.cire.pl/zielonaenergia/index.html?d_id=37778&d_typ=1 z 16.01.2009.

12 Majchrzak H., Krawczyk W., Wpływ uprawnień do emisji CO2 na cenę energii elektrycznej, Energetyka, 2008, nr 10.

Rozwój rynku handlu pozwoleniami na emisje CO2 w Unii Europejskiej

kim przedziale. Przyjmując za podstawę liczbę wydanych w krajach UE pozwoleń, opiewających na 2079 mln Mg emisji rocznie, i wskazane wyżej ceny, wartość rynku można oceniać na 20–40 mld euro rocznie.

TRZECI ETAP ROZWOJU RYNKU 2013–2020 Podstawą dalszego rozwoju rynku są dwie dyrektywy wchodzące w skład Pakietu energetyczno-klimatycznego: • Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r., zmieniająca Dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych13 (tzw. Dyrektywa EU ETS) • Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych14 (tzw. decyzja non-ETS).

Wspólnotowy system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS) obejmuje obecnie ponad połowę emisji CO2 i 40% emisji wszystkich gazów cieplarnianych. Dlatego głównym narzędziem obniżania emisji we Wspólnocie będzie system EU ETS. Wolumen emisji objętych ETS ma w roku 2020 osiągnąć poziom zakładany przez redukcję uprawnień w ramach całej Unii o 21% w porównaniu z rokiem 2005, czyli dozwolona liczba pozwoleń w 2020 roku obejmie 1720 mln Mg CO2.

Pozostałe 60% emisji gazów cieplarnianych będzie objęte przepisami drugiego kluczowego dokumentu, którym jest decyzja non-ETS. Decyzja ta zakłada w skali całej UE 10% redukcji emisji gazów cieplarnianych w sektorach nieobjętych systemem EU ETS (m.in. transport, budownictwo, gospodarka odpadami i rolnictwo). Mechanizm będzie wprowadzany na poziomie całej Unii Europejskiej, ale państwa członkowskie będą miały wyłączne kompetencje do określania własnej polityki w pozostałych dziedzinach gospodarki. W ramach non-ETS unijny cel redukcyjny został zróżnicowany i część mniej zamożnych państw członkowskich może nawet zwiększać swoją emisję w okresie 2013–202015.

Dyrektywa EU ETS przyjmuje aukcję jako podstawowy sposób przydziału uprawnień do emisji. Całkowita liczba uprawnień, które zostaną przeznaczone do sprzedaży w drodze aukcji, musi być podana przez Komisję Europejską do publicznej wiadomości najpóźniej do 31 grudnia 2010. Zostanie ona rozdzielona pomiędzy państwa członkowskie na podstawie klucza 88% / 10% / 2%, gdzie: • 88% uprawnień rozdysponowane zostanie na poszczególne państwa członkowskie w oparciu o ich udział emisji w zweryfikowanej emisji z EU ETS w 2005 roku lub 2005–2007 (przyjmowana jest większa z wartości) • 10% uprawnień podlegać będzie redystrybucji w oparciu o kryterium PKB/mieszkańca, zgodnie z wartościami określonymi w załączniku IIa dyrektywy • 2% uprawnień podlegać będzie redystrybucji w oparciu o dotychczasowe wysiłki redukcyjne, zgodnie z wartościami w załączniku IIb dyrektywy.

Licytacje pozwoleń mają być otwarte, co oznacza, że każdy podmiot będzie miał możliwość zakupu uprawnień w dowolnym kraju Unii. Środki ze sprzedaży uprawnień będą trafiać do budżetu państw członkowskich. Komisja Europejska ocenia, że w roku 2020 dochody z licytacji powinny sięgnąć ok. 50 mld euro16. System aukcyjny będzie wprowadzany stopniowo, według różnych ścieżek i zróżnicowanych kryteriów, w zależności od sektora gospodarki17.

Dyrektywa dzieli sektory objęte systemem EU ETS na trzy grupy: narażone na wyciek emisji, producentów energii elektrycznej oraz pozostałe przemysły, w tym produkcję ciepła. Wprowadzono możliwość odstępstwa od 100-proc. obowiązku zakupu uprawnień na drodze aukcji dla sektora elektroenergetycznego w nowych państwach członkowskich UE. Sektor elektroenergetyczny będzie mógł otrzymywać część uprawnień bezpłatnie, po spełnieniu określonych w dyrektywie warunków. W sektorze energetycznym corocznie kwota uprawnień do emisji rozdzielanych bezpłatnie będzie obniżana od roku 2013 o 1,7%.

13 Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 140/63 z 5.06.2009.

14 Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 140/136 z 5.06.2009.

15 Na przykład Polska ma możliwość zwiększenia własnej emisji w sektorze non-ETS o 14%.

16 Ibidem.

17 System bezpłatnego przydziału uprawnień będzie oparty na wskaźnikach, które muszą zostać określone dla poszczególnych sektorów przez Komisję Europejską do końca 2010 roku.

47

48

Andrzej Graczyk / Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu

Ocenia się, że liczba uprawnień będzie znacznie mniejsza niż prognozowane wielkości emisji. Brakujące uprawnienia będzie można nabyć na aukcjach, rynku wtórnym, zakupić jednostki z mechanizmów Protokołu z Kioto (ewentualnie także z następnego porozumienia, które może zostać zawarte w grudniu 2009 roku w Kopenhadze) bądź też wykorzystać zaoszczędzone uprawnienia nabyte w okresie 2008–201218.

Opisane powyżej okoliczności sprawiają, że oszacowanie skutków gospodarczych wdrażania pakietu jest niezmiernie trudne. Sytuacje dodatkowo komplikuje kryzys gospodarczy, który z jednej strony ogranicza popyt na energię, powodując spadek jej cen oraz spadek cen uprawnień do emisji, w związku z brakiem konieczności ich nabywania, z drugiej zaś strony prowadzi do ograniczania produkcji przemysłowej i ograniczania produkcji w niektórych gałęziach przemysłu. Komisja Europejska szacuje, że cena średnia za tonę emisji CO2 może wzrosnąć do ok. 30–39 euro w 2020 roku. Niektóre prognozy mówią o cenie nawet 80–100 euro/Mg CO2 do roku 202019.

PRZEWIDYWANIA ROZWOJU RYNKU PO 2020 ROKU Rozwój europejskiego systemu handlu emisjami po roku 2020 jest uzależniony od przyjęcia międzynarodowego porozumienia obejmującego redukcję emisji w skali globalnej. W dyrektywie stwierdza się, że do roku 2050 światowe emisje gazów cieplarnianych powinny zostać zmniejszone o co najmniej 50% poniżej ich poziomów z roku 199020. Parlament Europejski przypomniał też swoje stanowisko, zgodnie z którym państwa uprzemysłowione powinny zobowiązać się do redukcji emisji swoich gazów cieplarnianych o co najmniej 30% do 2020 roku i o 60–80% do 2050 roku, w porównaniu z poziomami z roku 1990. Unia Europejska przewiduje pozytywny wynik negocjacji COP 15, które odbędą się w Kopenhadze w 2009 roku. Powinna w związku z tym zacząć przygotowywać bardziej restrykcyjne cele w zakresie redukcji emisji na rok 2020 i kolejne lata oraz powinna dążyć do zapewnienia, aby po roku 2013 system wspólnotowy pozwalał w razie konieczności na bardziej rygorystyczne limity emisji jako część wkładu Unii w przyszłe porozumienie międzynarodowe w sprawie zmian klimatu21.

Ocenia się, że do roku 2020 europejski system handlu emisjami powinien umożliwić Unii Europejskiej osiągnięcie celu w zakresie redukcji emisji zgodnie z założeniami Protokołu z Kioto przy kosztach wynoszących poniżej 0,1% PKB. System będzie także odgrywał kluczową rolę w realizacji jeszcze bardziej ambitnych europejskich celów w zakresie redukcji emisji do roku 2020 i w latach późniejszych22.

PODSUMOWANIE Kluczowym elementem idei handlu emisją jest to, by emitenci o niższych kosztach redukcji emisji chcieli zmniejszać emisję poniżej wielkości określonej w ich pozwoleniu i sprzedawać niewykorzystane uprawnienia innym zanieczyszczającym (o wyższych kosztach redukcji). W ten sposób handel emisjami automatycznie spełni warunek minimalizacji kosztów społecznych osiągania określonego poziomu redukcji emisji.

Limity redukcji emisji są systematycznie zwiększane. W okresie do 2012 roku pozwolą wykonać zobowiązania Protokołu z Kioto. Rozwój europejskiego systemu handlu emisjami obejmuje coraz większą liczbę podmiotów i branż. Doskonali się mechanizmy rynkowe i włącza do systemu europejskiego mechanizmy elastyczne Protokołu z Kioto.

Obecnie o kształcie handlu emisjami decydują zasady przydziału uprawnień, które deformują ten rynek, jeszcze zanim został on rozwinięty. Wprowadzenie od 2013 roku aukcyjnej formy przydziału uprawnień znosi tę niedogodność i wymusza konkurencję między przedsiębiorstwami. Jej podstawą powinien być rachunek ekonomiczny oparty na analizach różnych wariantów spełnienia wymagań w zakresie emisji CO2. Taka elastyczność zapewnia redukcję emisji w najbardziej opłacalny sposób, zarówno na poziomie przedsiębiorstw, poszczególnych branż, państw, jak i Unii Europejskiej jako całości.

18 Paczosa A., Błachowicz A., Jeszke R. i wsp., Zadania wynikające z nowych regulacji dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej. Dyrektywa EU ETS & Decyzja NON ETS, Instytut Ochrony Środowiska, KASHUE, Warszawa czerwiec 2009.

19 Stawski P., Wytwarzanie energii elektrycznej – uwarunkowania emisji CO2, Energetyka, 2008, nr 12.

20 Preambuła, punkt 3.

21 Tamże, punkt 4.

22 Działania UE przeciw zmianom klimatu. Europejski System Handlu Emisjami (ETS), Urząd Oficjalnych Publikacji Wspólnot Europejskich, Luksemburg 2008.

Rozwój rynku handlu pozwoleniami na emisje CO2 w Unii Europejskiej

Rozwój rynku handlu emisjami jest więc procesem dynamicznym. Zwiększanie zakresu i form działania rynku będzie systematycznie zmieniać warunki działania podmiotów w wielu branżach, a szczególnie w sektorze energetycznym.

BIBLIOGRAFIA 1. Czarnecki P., Zarządzanie ryzykiem cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla, Rynek Energii, 2007, nr 5.

2. Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 140/136 z 5.06.2009.

3. Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 275/32 z 25.10.2003.

4. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca Dyrektywę 2003/87/ WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 140/63 z 5.06.2009.

5. Działania UE przeciw zmianom klimatu. Europejski System Handlu Emisjami (ETS), Urząd Oficjalnych Publikacji Wspólnot Europejskich, Luksemburg 2008.

6. Fiedor B., Graczyk A., Jakubczyk Z., Rynek pozwoleń na emisję zanieczyszczeń na przykładzie SO2 w energetyce polskiej, Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, Białystok 2002.

7. Majchrzak H., Krawczyk W., Wpływ uprawnień do emisji CO2 na cenę energii elektrycznej, Energetyka, 2008, nr 10.

8. Paczosa A., Błachowicz A., Jeszke R. i wsp., Zadania wynikające z nowych regulacji dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej. Dyrektywa EU ETS & Decyzja NON ETS, Instytut Ochrony Środowiska, KASHUE, Warszawa czerwiec 2009.

9. Protokół do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, Dz.U. nr 203 poz. 1684 z dnia 17 października 2005.

10. Roine K., Tvinnereim E., Hasselknippe H. (eds.), Carbon 2008 – Post – 2012 is now, Point Carbon, 11 March 2008, s. 1, [dokument internetowy, kod dostępu: www.pointcarbon.com].

11. Stawski P., Wytwarzanie energii elektrycznej – uwarunkowania emisji CO2, Energetyka, 2008, nr 12.

12. Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionsberechtigungen in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates [KOM(2001) 581 endg. – Amtsblatt C 75 E vom 26.3.2002].

49

50

Jacek Klucznik; Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński; Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska Autorzy / Biografie

Jacek Klucznik Gdańsk / Polska

Robert Małkowski Gdańsk / Polska

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1999. Pięć lat później uzyskał tytuł doktorski. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej.

Zajmuje się układami regulacji generatorów i turbin, energetyką wiatrową oraz elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową.

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1999. Cztery lata później uzyskał stopień doktora. Pracuje na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Zakresie jego zainteresowań naukowych obejmuje zagadnienia zawiązanie z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

Piotr Szczeciński Gdańsk / Polska

Ryszard Zajczyk Gdańsk / Polska

Ukończył Politechnikę Gdańską na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki o specjalności Elektroenergetyka ze stopniem magisterskim. Po studiach podjął pracę w Instytucie Energetyki Oddział Gdańsk. Pięć lat później wrócił na swoją macierzystą uczelnię, gdzie rozwija zainteresowania związane z przesyłem energii prądem stałym, stabilnością systemu elektroenergetycznego, układami wzbudzenia i układami typu FACTS.

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej w roku 1978.

Stopień naukowy doktora uzyskał w roku 1988, doktora habilitowanego w 1997, zaś tytuł profesora w roku 2004. Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej jako profesor nadzwyczajny, pełniąc jednocześnie funkcję kierownika katedry. Prowadzi działalność naukową w dziedzinie elektrotechniki i energetyki, a jego specjalnością naukową są systemy elektroenergetyczne i energetyczne oraz automatyka elektroenergetyczna.

Praca regulatora generatora w warunkach sprzyjających powstawaniu lawiny napięcia –

Praca regulatora generatora w warunkach sprzyjających powstawaniu lawiny napięcia – wybrane problemy problemy wybrane

PRACA GENERATORA W WARUNKACH SPRZYJAJĄCYCH Jacek REGULATORA Klucznik / Politechnika Gdańska Robert Małkowski / Politechnika Gdańska POWSTAWANIU LAWINY NAPIĘCIA – WYBRANE PROBLEMY Piotr Szczeciński / Politechnika Gdańska Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

dr inż. Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska dr inż. Robert Małkowski / Politechnika Gdańska mgr inż. Piotr Szczeciński / Politechnika Gdańska prof. dr hab. inż. Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

1. Wstęp Stosowane obecnie struktury regulatora generatora oraz nastawienia głównych torów 1. WSTĘP regulatorów napięcia, wpływają głównie na szybkość regulacji napięcia i stabilność lokalną. obecnie struktury regulatoraz generatora oraz nastawienia torów regulatorów WStosowane przypadkach zagrożenia związanego występowaniem niskiego lubgłównych wysokiego napięcia, napięcia wpływają głównie na szybkość regulacji napięcia pełnią i stabilność lokalną.

W sytuacjach zagrożenia główną rolę w sterowaniu układem wzbudzenia sygnały z układów regulacji, związanego z występowaniem niskiego lub wysokiego napięcia główną rolę w sterowaniu układem wzbudzenia związanych z ograniczeniem obszaru pracy generatora synchronicznego.

Każdy regulator pełnią sygnały z układów regulacji, związanych z ograniczeniem niezależnie od stosowanej struktury jest wyposażony w: obszaru pracy generatora synchronicznego.

Każdy regulator niezależnie od stosowanej struktury jest wyposażony w: • ogranicznik niedowzbudzenia, nazywany także ogranicznikiem kąta mocy (OKM) • ogranicznik niedowzbudzenia, nazywany także ogranicznikiem kąta mocy (OKM) • ogranicznik minimalnego prądu wzbudzenia generatora (OMPW) • ogranicznik minimalnego prądu wzbudzenia generatora (OMPW) ogranicznik indukcji • • ogranicznik indukcji U/fU/f (OI)(OI) • ogranicznik prądu wzbudzenia generatora (OPW) • ogranicznik prądu wzbudzenia generatora (OPW) ogranicznik prądu stojana generatora (OPS) • • ogranicznik prądu stojana generatora (OPS) ogranicznik nadnapięciowy (ONN).

• • ogranicznik nadnapięciowy (ONN).

Schematstrukturalny strukturalny wieloparametrowego wieloparametrowego regulatora maszynowych układów wzbudzenia Schemat regulatorageneratora generatoradodo maszynowych układów (ze wzbudnicą prądu przemiennego i diodowym prostownikiem wzbudzenia) przedstawiono na rys.

1. wzbudzenia (ze wzbudnicą prądu przemiennego i diodowym prostownikiem wzbudzenia) przedstawiono na rys.1.

Ugz Ug Ig Uf

CZŁON POMIARU NAPIĘCIA

PRĄDOWEJ

CZŁON KOREKCYJNY

OGRANICZNIK

Pg

STABILIZATOR

Qg

WSTĘPNY

UKŁAD KOMPENSACJI

Ug

Ug Pg

WZMACNIACZ

STRUMIENIA

SYSTEMOWY

αz WZMACNIACZ GŁÓWNY

UKŁAD ZAPŁONOWY

OGRANICZNIK KĄTA MOCY

OGRANICZNIK PUŁAPU PRĄDU WZBUDZENIA

If

Ig

OGRANICZNIK PRĄDU STOJANA I WIRNIKA

Rys. 1. Schemat strukturalny wieloparametrowego regulatora generatora do maszynowych

Rys. 1.układów Schemat strukturalny wieloparametrowego regulatora generatora do maszynowych układów wzbudzenia [1] wzbudzenia [1]

Streszczenie W referacie zwrócono uwagę na wybrane zagadnienia związane z pracą wieloparametrowego regulatora generatora w warunkach awarii napięciowej. Przedstawiono wyniki analizy wpływu tak często pomijanego elementu układu regulatora generatora, jakim jest stabilizator systemowy.

Zwrócono uwagę na celowość automatyzacji procesu zaniżania mocy czynnej, dla zwiększenia możliwości generacji mocy biernej. Ponadto wskazano błędy w strukturze toru głównego regulacji napięcia w układzie z tzw. przejmowaniem sygnałów przez bramki LV i HV.

1

51

Jacek Klucznik; Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński; Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

52

1. Analiza wpływu obecnej struktury, algorytmów działania i nastawień stabilizatora systemowego (PSS) na możliwość powstania i przebiegdziałania awarii napięciowej 1. Analiza wpływu obecnej struktury, algorytmów i nastawień stabilizatora 2.

ANALIZA WPŁYWU ALGORYTMÓW DZIAŁANIA I NASTAWIEŃ systemowego (PSS) naOBECNEJ możliwośćSTRUKTURY, powstania i przebieg awarii napięciowej STABILIZATORA SYSTEMOWEGO (PSS) NA MOŻLIWOŚĆ POWSTANIA I PRZEBIEG AWARII 2.1 Wstęp NAPIĘCIOWEJ Układ sterujący napięciem wzbudzenia, zapewniający wzrost tłumienia kołysań 2.1 Wstęp elektromechanicznych, stabilizatorem systemowym, najczęściej 2.1.

Wstęp Układ sterujący nazywany napięciem jest wzbudzenia, zapewniający wzrostskrótowo tłumienia kołysań oznaczanym jako PSS (ang.

Power System Stabilizer).

Taki układ stanowi, poza Układ sterujący napięciem wzbudzenia, zapewniający wzrost tłumienia kołysań elektromechanicznych, elektromechanicznych, nazywany jest stabilizatorem systemowym, skrótowo najczęściej ogranicznikami, integralną część stosowanych obecnie regulatorów generatorów. nazywany jest stabilizatorem systemowym, najczęściej oznaczanym PSS (ang.poza Power System oznaczanym jako PSS (ang.

Power skrótowo System Stabilizer).

Taki układjakostanowi, Stabilizer ). Taki układ stanowi, ogranicznikami, część stosowanych ogranicznikami, integralną częśćpoza stosowanych obecnieintegralną regulatorów generatorów.

Stabilizatory systemowe można usystematyzować w zależności od liczby obecnie sygnałówregulatorów generatorów. wejściowych.

Wyróżniamy stabilizatory jednowejściowe wi zależności wielowejściowe.

Sygnał, bądź Stabilizatory systemowe możnausystematyzować usystematyzować od liczby sygnałów Stabilizatory systemowe można w zależności od liczby sygnałów wejściowych. sygnały wejściowe stabilizatora, muszą zawierać informację o ewentualnychSygnał, kołysaniach wejściowych.

Wyróżniamy stabilizatory jednowejściowe i wielowejściowe. bądź Wyróżniamy stabilizatory jednowejściowe i wielowejściowe.

Sygnał bądź sygnały wejściowe stabilizatora muszą elektromechanicznych.

Dla stabilizatorów jednowejściowych są: prędkość sygnały wejścioweo stabilizatora, muszą zawierać informację wykorzystywane o ewentualnych kołysaniach 1 zawierać informację ewentualnych kołysaniach elektromechanicznych.

Dla stabilizatorów jednowejściowych lub częstotliwość kątowa wirnika generatora synchronicznego, moc czynna generowana elektromechanicznych.

Dla stabilizatorów jednowejściowych wykorzystywane są: prędkość wykorzystywane są: prędkość kątowa wirnika generatora synchronicznego, moc czynna generowana1 lub napięcia na zaciskach generatora.

Stabilizatory systemowe wielowejściowe 1 wykorzystują dwa lub częstotliwość kątowa wirnika generatora synchronicznego, moc czynnasystemowe generowana częstotliwość napięcia na zaciskach generatora.

Stabilizatory wielowejściowe wykorzystują dwa sygnały na wejściowe.

Najbardziej rozpowszechnione są wielowejściowe układy wykorzystujące pomiar napięcia zaciskach generatora.

Stabilizatory systemowe wykorzystują dwa sygnały wejściowe.

Najbardziej rozpowszechnione układyczynnej wykorzystujące pomiar prędkości obrotowej wału prędkości obrotowej wału generatora i pomiarsąmocy generatora.

Ogólną strukturę sygnały wejściowe.

Najbardziej rozpowszechnione są układy wykorzystujące pomiar generatora i pomiar mocy czynnej generatora.

Ogólną strukturę jednowejściowego stabilizatora systemowego jednowejściowego stabilizatora systemowego przedstawiono rys.2, zaś Ogólną dwuwejściowego prędkości obrotowej wału generatora i pomiar mocy czynnejnageneratora. strukturę przedstawiono na rys.

2, zaś dwuwejściowego na rys.

3. na rys. 3. jednowejściowego stabilizatora systemowego przedstawiono na rys.2, zaś dwuwejściowego Vs max

na rys. 3.

Pg Pg ω r

ωr

1 GF ( s) 1 + sT6 1 GF ( s) 1 + sT6

sT5 1 + sT5 sT5 1 + sT5

1 + sTs 3 1 + sTs 4 1 + sTs 3 1 + sTs 4

1 + sTs1 11 + + sT sTs 2 s1

1 + sTs 2

Vs max

K pss

U stab U stab

K pss Vs min Vs min

Rys. 2. Schemat strukturalny stabilizatora systemowego jednowejściowego

Rys. 2. Schemat strukturalny stabilizatora systemowego jednowejściowego

N Rys. jednowejściowego Pg 2. Schemat strukturalny stabilizatora systemowego ⎡ ⎤

Pg

ωr

sTw1 1 + sTw1 sTw1 1 + sTw1

sTw3 1 + sTw3 ωr sTw3 Rys. 3. 1Schemat + sTw3

sTw 2 1 + sTw 2 sTw 2 1 + sTw 2

sTw 4 1 + sTw 4 sTw 4 strukturalny 1 + sTw 4

1 1 + sT6 1 1 + sT6

KS3

1 + sT8 ⎢ ⎥ M N ⎢⎡⎣ (11++sT ) ⎤ 9 sT8 ⎥⎦ ⎢ ⎥ M ⎢⎣ (1 + sT9 ) ⎥⎦

KS 2 KS3 1 + sT7 KS 2 stabilizatora systemowego 1 + sT7

1 + sT1 1 + sT2 1 + sT1 1 + sT2

K S1

K S1

1 + sT3 1 + sT4 1 + sT3 1 + sT4 dwuwejściowego

typu

1 + sT10 1 + sT11 1 + sT10 1 + sT11 PSS2B

[4]

Rys. 3. Przyjmując Schemat strukturalny stabilizatorawsystemowego dwuwejściowego typu PSS2B [4] dwie stosowane KSE struktury stabilizatorów systemowych: jednowejściowy i dwuwejściowy, wykonano serię analiz poszukując związków między Przyjmując dwie stosowane w KSE struktury stabilizatorów systemowych: Rys. 3. Schemat strukturalny stabilizatora systemowego dwuwejściowego typu PSS2B [4] się tych układów do utraty parametrami stabilizatorów, a możliwościami przyczynienia jednowejściowy i dwuwejściowy, wykonano serię analiz poszukując związków między stabilności generatorów w kontekście awarii napięciowej. parametrami stabilizatorów, a możliwościami przyczynienia się tych układów do utraty Przyjmując dwie stosowane w KSE struktury stabilizatorów systemowych: jednowejściowy i dwuwejściowy, stabilności generatorów w kontekście systemowych awarii napięciowej.

Analiza pracy stabilizatorów w warunkach sprzyjających powstawaniu wykonano serię analiz, poszukując związków między parametrami stabilizatorów a możliwościami przyczynienia lawiny napięciowej wykazała, że kluczowe znaczenie ma struktura stabilizatora, wartość stabilizatorów systemowych w warunkach się tych Analiza układów pracy do utraty stabilności generatorów w kontekście awariisprzyjających napięciowej. powstawaniu współczynnika wzmocnienia oraz wartości ograniczeń wyjściowych.

W pewnych lawiny napięciowej wykazała, że kluczowe w warunkach znaczenie masprzyjających struktura stabilizatora, Analiza pracy stabilizatorów systemowych powstawaniu wartość lawiny napięciowej przypadkach działanie stabilizatorów wartości systemowych może mieć niekorzystneWdziałanie z współczynnika wzmocnienia ograniczeń pewnych wykazała, że kluczowe znaczenie maoraz struktura stabilizatora, wartośćwyjściowych. współczynnika wzmocnienia oraz wartości punktu widzenia utrzymania stabilności napięciowej.

Wyjaśnienie tego problemu jest przypadkach działanieW niektórych stabilizatorów systemowych mieć niekorzystne działanie z ograniczeń wyjściowych. sytuacjach działanie może stabilizatorów systemowych może mieć niekorzystne punktu widzenia utrzymania stabilności napięciowej.

Wyjaśnienie tego problemujest jest działanie z punkturozpowszechnione widzenia utrzymania stabilności napięciowej.

Wyjaśnienie tego problemu 1 Jest to najbardziej rozwiązanie stosowane w jednostkach wytwórczych pracujących w KSE.następujące: stabilizatory systemowe działają w stanach nieustalonych, gdy zmieniają się wartości sygnałów wejściowych 1 Jest to najbardziej rozwiązanie stosowane w jednostkach 2 stabilizatora.

W rozpowszechnione generatorze synchronicznym wyposażonym w wytwórczych stabilizator pracujących systemowyw KSE. jednowejściowy 2 1 Jest to najbardziej rozpowszechnione rozwiązanie stosowane w jednostkach wytwórczych pracujących w KSE.

Praca regulatora generatora w warunkach sprzyjających powstawaniu lawiny napięcia – wybrane problemy

wykorzystujący pomiar mocy czynnej, działanie stabilizatorów systemowych widoczne jest wtedy, gdy zmienia się wartość generowanej mocy czynnej.

Zmiany mocy czynnej generatora mogą być powodowane dwoma czynnikami: • zewnętrznymi – takimi jak zwarcia czy gwałtowne zmiany napięcia w systemie elektroenergetycznym • wewnętrznymi – związanymi z układem regulacji turbiny, gdy na skutek działania regulacji pierwotnej lub wtórnej bądź zakłóceń związanych z pracą kotła dochodzi do zmiany mocy mechanicznej turbiny.

O ile w trakcie zakłóceń zewnętrznych stabilizatory systemowe funkcjonują poprawnie, zwiększając tłumienie kołysań elektromechanicznych, to na skutek zmian mocy turbiny obserwuje się zjawiska mogące przyczynić się do rozwoju lawiny napięciowej.

W przypadku zmniejszania generacji

dPg dt

<0, < > 0 sygnał wyjściowy stabilizatora jest dodatni2 U stab >

powodujący zwiększanie napięcia wzbudzenia i tym samym napięcia generatora. Taka sytuacja nie stanowi zagrożenia dla utraty stabilności napięciowej. Sytuacja gorsza może mieć miejsce w chwili wzrostu mocy

dPg

> 0 i sygnał stabilizatora przyjmuje wartości ujemne U stab < 0 . Sygnał stabilizatora, sumując dt się z uchybem napięciowym w torze głównym regulatora napięcia, powoduje obniżenie napięcia wzbudzenia i tym samym zmniejszanie napięcia generatora.

turbiny, gdy

2.2. Przykładowe wyniki badań symulacyjnych Przykład takiego działania przedstawiono na rys. 4a. Symulacje wykonano w układzie jednomaszynowym dla turbozespołu o mocy 235 MVA, wyposażonego w maszynowy układ wzbudzenia. Współczynnik wzmocnienia stabilizatora systemowego zmieniano, przyjmując 50%, 100% i 200% wartości bazowej, czemu odpowiadają oznaczenia na rysunku k = 0,5, k = 1 i k = 2.

W skrajnie niekorzystnej sytuacji stabilizator systemowy może generować sygnał o wartości wynikającej z ograniczników stabilizatora VSmin, VSmax, które są na poziomie – 0,05÷0,09. Tak więc w najgorszym przypadku stabilizator może powodować spadek napięcia generatora o wartość 0,05, co w połączeniu z obniżeniem poziomu napięcia generatora może stanowić zagrożenie dla utraty stabilności napięciowej. Aby przeciwdziałać temu niekorzystnemu zjawisku, ogranicznik stabilizatora systemowego należy ustawić niesymetrycznie VS max > VS min , tak aby ograniczyć możliwość zbyt dużego obniżenia napięcia generatora. Druga możliwość ograniczenia sygnału wyjściowego stabilizatora może być zrealizowana przez zmniejszenie współczynnika wzmocnienia stabilizatora, co jednak powoduje spadek efektywności działania stabilizatora systemowego.

a)

a)

b)

b)

k = 0,5

k=2

k=1

1,005

1,001

1

1

0,995

0,999 Ug [-]

Ug [-]

k=1

0,99 0,985

0,997 0,996

0,975

0,995 10t [s]

20

30

k=2

0,998

0,98 0

k = 0,5

0

10t [s]

20

30

Wpływ wartości wzmocnienia współczynnika na przebieg napięcia Rys. 4. Rys. Wpływ4. wartości współczynnika PSS na wzmocnienia przebieg napięcia PSS generatora przy skokowej zmianiegeneratora mocy zadanej turbozespołu; przy skokowej zmianie mocy zadanej turbozespołu; a) stabilizator jednowejściowy, b) a) stabilizator jednowejściowy, b) stabilizator dwuwejściowy stabilizator dwuwejściowy

2 Wartość współczynnika wzmocnienia jest ujemna, powodując odwrócenie fazy sygnału wejściowego o 180º.

Wady, polegającej na generowaniu niezerowego sygnału wyjściowego U pss > 0 przy

zmianach mocy turbiny, pozbawione są stabilizatory dwuwejściowe, bazujące na pomiarze mocy czynnej generatora i prędkości obrotowej wirnika generatora3. Dzięki temu nie

53

Jacek Klucznik; Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński; Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

54

Wady, polegającej na generowaniu niezerowego sygnału wyjściowego U pss > 0 przy zmianach mocy turbiny, pozbawione są stabilizatory dwuwejściowe, bazujące na pomiarze mocy czynnej generatora i prędkości obrotowej wirnika generatora3. Dzięki temu nie powodują one powstawania uchybu napięcia przy zmianach mocy turbiny. Przedstawione na rys. 4b przebiegi wskazują, że zmiany mocy turbiny powodują powstawanie bardzo niewielkiego sygnału wyjściowego stabilizatora systemowego. Dzięki temu przy zwiększaniu mocy jednostki wytwórczych praktycznie nie dochodzi do obniżania napięcia na zaciskach generatora, co było główną wadą stabilizatora jednowejściowego, bazującego na pomiarze mocy czynnej generatora.

2.3. Wnioski Analizy prowadzą do następujących wniosków: • Stabilizatory systemowe jednowejściowe, wykorzystujące pomiar mocy czynnej, mogą prowadzić do obniżania napięcia generatora przy zmianach mocy turbiny. Wartość, o jaką obniżone zostanie napięcie, zależy od nastaw stabilizatorów – współczynnika wzmocnienia i ograniczników sygnału wyjściowego. Na podstawie nastaw wybranych stabilizatorów stosowanych w KSE można przyjąć, że maksymalne obniżenie napięcia na skutek działania stabilizatora może sięgać 5%. Taka wartość w skrajnie niekorzystnych warunkach napięciowych może stanowić zagrożenie dla utraty stabilności. Rozwiązaniem sytuacji może być blokowanie wzrostu mocy bloku w sytuacji obniżenia napięcia, co jest również korzystne z punktu widzenia działania ogranicznika prądu stojana. Drugim rozwiązaniem jest stosowanie stabilizatorów dwuwejściowych, gdzie problem z powstawaniem uchybu napięcia przy zmianach mocy turbiny praktycznie nie występuje.

4 nowopowstających blokach tego typu układównapięciowej. . Dobór nastaw takich • Nie stwierdzono wpływu4 stabilizatorów dwuwejściowych nai modernizowanych możliwość powstania awarii 4 indywidualnie dla każdego z bloków z uwzględnieniem stabilizatorów musi odbywać się .

Dobór nastaw takich rnizowanych blokach tego typu układów . Dobóri modernizowanych nastaw takich nowopowstających i modernizowanych blokach tego typu układów W związku z tym postuluje się instalowanie na wszystkich nowo powstających blokach ich specyfiki, sposobu powiązania z systemem elektroenergetycznym itp. Nie można w 4 bloków wać się indywidualnie dla każdego znastaw uwzględnieniem odbywać się takich indywidualnie każdego zodbywać bloków zsięuwzględnieniem . Dobór stabilizatorów musizalecanych indywidualnie tego stabilizatorów typu układówzmusi sposóbdla ogólny podać nastaw, zależą one od efektów,dla którekażdego ma powodować w odniesieniu do danego generatora (kołysania systemu wiązania z systemem elektroenergetycznym itp.specyfiki, Nie można w stabilizator ich specyfiki, sposobu powiązania z sposobu systemem elektroenergetycznym itp.

Nie można w własne) z bloków z uwzględnieniem ich powiązania z systemem elektroenergetycznym itp. iNie elektroenergetycznego (kołysania obszarowe i międzyobszarowe). canych nastaw,można zależą one od efektów, które ma powodować sposób ogólny podać zalecanych nastaw, zależą oneone od od efektów, które mamapowodować w sposób ogólny podać zalecanych nastaw, zależą efektów, które powodować stabilizator iu do danegow generatora (kołysania własne) stabilizator odniesieniu doi systemu danego generatora własne) i systemu (kołysania odniesieniu dowdanego generatora (kołysania własne) i (kołysania systemu elektroenergetycznego 3. Zasady odciążania turbin w celu zwiększenia generacji mocy biernej ysania obszarowe i międzyobszarowe). obszarowe i międzyobszarowe). elektroenergetycznego (kołysania obszarowe i międzyobszarowe).

3.1 Wstęp

Wartość mocy biernej generowanej przez generator synchroniczny, jest nierozerwalnie związana z wartością napięcia generatora. Ograniczeniem generowanej przez generator dopuszczalna prądu stojana i prądu wzbudzenia.

ZWIĘKSZENIA MOCY Definicja ograniczeńGENERACJI opisanych zależnościami (1) iBIERNEJ (2) pozwala na wyznaczenie obszaru dopuszczalnej pracy na płaszczyźnie P-Q, co pokazano na rys. 5.

w celu zwiększenia generacji mocy biernej 3. Zasady odciążania turbin w celu zwiększenia generacji biernej synchroniczny mocy mocy biernej jest wartość

3. ZASADY ODCIĄŻANIA TURBIN W CELU 3.1 Wstęp

3.1. Wstęp P +generator Q ≤ S = (U synchroniczny, ×I ) (1) generowanej przezWartość generator synchroniczny, jest nierozerwalnie Wartość mocy biernej generowanej jest nierozerwalnie mocy biernej, generowanej przezprzez generator synchroniczny, jest nierozerwalnie związana z wartoia generatora.

Ograniczeniem generowanej przez generator związana z wartością napięcia generatora.

Ograniczeniem generowanej przez generator ścią napięcia generatora. Ograniczeniem generowanej przez generator synchroniczny mocy biernej jest wartość ⎛ U ⎞ ⎛ U ×U ⎞ est wartośćdopuszczalna dopuszczalna prądustojana stojana i prądu wzbudzenia. ⎟ prądu synchroniczny mocy biernej jest wartość dopuszczalna stojana i prądu wzbudzenia. ⎟⎟ P + ⎜⎜ Q +ograniczeń ≤⎜ (2) prądu i prądu wzbudzenia.

Definicja opisanych zależnościami (1) i (2) pozwala x ⎟⎠ ⎜⎝ x ⎠ ⎝ ch zależnościami (1) i (2) pozwala na wyznaczenie obszaru Definicja ograniczeń opisanych zależnościami (1) i (2)P-Q, pozwala na wyznaczenie na wyznaczenie obszaru dopuszczalnej pracy na płaszczyźnie co pokazano na rys. 5. obszaru 2 g

2 g

2 g

2 g

2 g

g

2 g

d

2

gM

2

g

fM

d

zyźnie P-Q, co pokazano na rys.pracy 5. na płaszczyźnie P-Q, co pokazano na rys. 5. dopuszczalnej

⎞ ⎟⎟ ⎠

Pg2 + Qg2 ≤ S g2 = (U g × I gM )

2

2

⎛ U 2 ⎞ ⎛ U × U fM P + ⎜⎜ Qg2 + g ⎟⎟ ≤ ⎜⎜ g xd ⎠ ⎝ xd ⎝ 2 g

⎞ ⎟⎟ ⎠

(1)

(1)

(2)

(2)

2

Δ Rys. 5. Obszar dopuszczalnych stanów(linie pracyciągłe) generatora przy od napięciu Rys. 5. Obszar dopuszczalnych stanów pracy generatora synchronicznego przy napięciu znamionowym i przysynchronicznego napięciu mniejszym znamionowym (linie ciągłe) i przystojana, napięciu(2) mniejszym znamionowego (linie przerywane). znamionowego (linie przerywane). (1) – granica wynikająca z dopuszczalnej obciążalności prądowej – granicadowynikająca z dopuszczalnego (1) – granica wynikająca z dopuszczalnej obciążalności prądowej stojana, (2) – granica napięcia (prądu) wzbudzenia, (3) – granica równowagi naturalnejwynikająca (wynikająca warunku zachowania Dla uproszczenia na rysunku z zdopuszczalnego napięcia stabilności). (prądu) wzbudzenia, (3) – granica równowagi pokazano jedynie ograniczenia wynikające z dopuszczalnego prądu naturalnej stojana i wirnika maszyny. (wynikająca z warunku zachowania stabilności). Dla uproszczenia na rysunku 4

ten jest zgodny z zapisami w IRiESP [6] 3 Obecnie w KSE wykorzystuje się również pomiar częstotliwościPostulat napięcia generatora, zamiast pomiaru prędkości obrotowej, nie zmienia to jednak zasady działania stabilizatorów.

4 Postulat ten jest zgodny z zapisami w IRiESP [6].

5

Praca regulatora generatora w warunkach sprzyjających powstawaniu lawiny napięcia – wybrane problemy

55

Gdy wartość generowanej mocy biernej jest zbyt duża, tj. większa, niż wynika to z obszaru dopuszczalnej pracy generatora, regulator generatora zmienia priorytety działania, przechodząc z kryterium regulacji napięcia na pracę z quasi-ustaloną wartością prądu stojana lub prądu wirnika. Układy nazywane ogranicznikiem prądu wirnika oraz ogranicznikiem prądu stojana powodują w takim przypadku obniżanie napięcia wzbudzenia generatora, powodując tym samym zmniejszenie prądu wzbudzenia (prądu wirnika) oraz zmniejszenie napięcia generatora, co zgodnie z wzorem (1) powoduje zmniejszenie prądu stojana generatora.

Problem zwiększenia możliwości generacyjnych z zakresu mocy biernej jest szczególnie ważny w sytuacji obniżonego napięcia generatora. Na skutek obniżenia napięcia, przy tej samej wartości generowanej mocy czynnej Pg1, zwiększeniu ulega wartość prądu stojana. Chcąc nie dopuścić do przegrzania uzwojeń stojana, konieczna jest redukcja mocy biernej. Pokazano to na rys. 5, gdzie po zmniejszeniu napięcia od wartości Ug1 do Ug2 w celu utrzymania generatora w obszarze dopuszczalnych stanów, przy stałej generacji mocy czynnej, konieczne jest obniżenie generowanej mocy biernej z wartości Qg1 do Qg2. W przypadku wystąpienia permanentnego deficytu mocy biernej przyczyni się to do jego pogłębienia.

Inną metodą ograniczenia prądu stojana jest zaniżenie generacji mocy czynnej. Zmniejszenie generacji mocy czynnej z wartości Pg1 do wartości Pg2 w każdym przypadku przyczynia się do zwiększenia możliwości generacji mocy biernej. Generacja mocy biernej może ulec wzrostowi do wartości Qg3, czyli o wartość ΔQg. Wzrost możliwości generacji mocy biernej w warunkach jej deficytu jest cechą pożądaną.

Reasumując, zmniejszanie generacji mocy czynnej pozwala na zwiększenie generowanej mocy biernej, przy zachowaniu ograniczeń związanych z dopuszczalnym prądem stojana bez konieczności obniżania napięcia generatora. Możliwość takiego rozwiązania została zauważona w referacie poświęconym awarii napięciowej z 26 czerwca 2006 roku [2], jednak nie była tam szerzej podjęta.

3.2. Przykładowe wyniki badań symulacyjnych Możliwość odciążania generatora, jako działanie zapobiegające przeciążaniu się generatora w stanach zagrożenia lawiny napięcia, jest dziś wpisana w procedury awaryjne. Jedynym mankamentem jest fakt, że takie odciążanie odbywa się w sposób ręczny na polecenie dyspozytora. W dalszej części pokazano wyniki badań symulacyjnych dla sytuacji, w których nastąpiło automatyczne odciążenie generatora. Kryterium rozpoczynającym procedurę odciążania generatora było obniżenie napięcia oraz pojawienie się kołysania mocy biernej w wyniku wzajemnego oddziaływania ograniczników kąta mocy i prądu stojana5. Pierwszy stopień odciążania zadziałał bezpośrednio po wykryciu zjawiska „przepychania się” ograniczników (działające OPS, OKM oraz kołysanie mocy biernej). Kolejne dwa stopnie pobudzają się po określonym czasie przy założeniu spełnienia warunku jak dla stopnia I. Moc odciążania na kolejnych stopniach stanowiła 5% Pgn. W literaturze spotkać można różne kryteria, wg których należy rozpocząć proces odciążania automatycznego. Uwzględniają one bądź to poziom napięcia oraz opóźnienie czasowe, bądź bliską zeru wartość mocy biernej przy działającym ograniczniku kąta mocy. W pierwszym przypadku wadą mogą być stałe wartości nastawień napięcia i czasu opóźnienia, w drugim zaś nie uwzględnia się dynamicznej zmiany granicy pobudzenia OKM, w zależności od poziomu napięcia (przy QogrOKM > 0 dojdzie do pobudzenia OKM, a w OPS nie dojdzie do zmiany znaku). Proponowane rozwiązanie nie ma wspomnianych wad. Potwierdzają to przykładowe wyniki badań symu= f(U ), rys.do7, pobudzenia jak i stałej wartości OKM, rys. 6.do lacyjnych dla przypadku Qogr>0 g od poziomu napięciadynamicznej (przy Q dojdzie OKM granicznej a w OPS nie dojdzie ogrOKM

zmiany znaku). Proponowane rozwiązanie nie posiada wspomnianych wad. Potwierdzają to przykładowe wyniki badań symulacyjnych dla przypadku dynamicznej Qogr = f(Ug), rys.7, jak i stałej wartości granicznej OKM, rys. 6.

Ug [–] a) b) If [–] 1,00

1,60

0,90

1,45

0,80

1,30 1,15

0,70 0,60

0

1,90

0,85

t [s]

0,50

c)

1,00

Ugz

20

40

60

80

t [s] 0

d)

Ig [–]

IfOGR

0,70

100

20

40

60

80

100

120

140

Qg [–] 0,80

1,70

0,60

1,50

5 Problemy wynikające z licytowania się ograniczników omówiono w pracy [5].

1,30

0,40

1,10

0,20

0,90 0,70

IgOGR

t [s]

0,00

Qogr

1,00

1,60 1,30

0,80 0,90

1,45 1,15

0,70 0,80

56

Ugz

0,50 0,60 0

c) c)

0,85

t [s] 0 Ig [–]

1,70

20

40

60

80

100

d) d)

Ig [–]

1,50 1,90 1,30 1,70

0,70 1,10

IgOGR

e)

0

20

40

60

80 IgOGR

60

80

100

120IfOGR

140

0

Qg [–]20

40

60

80

100

120

140

t [s]

0,70

0,80

Qg [–]

0,60 0,80

t [s] 0 Pg [–]

1,00

20

40

60

80

100

f) f)

Pg [–]

1,10 0,90

Qogr

Qogr

-0,20 0,00 0

100

0,50

20

-0,20

40 OGR

7,00 0

20

5,00

60

OPS

OPW

40 OGR

80

100 t [s]

OKM

60

OPS

OPW

t [s]

80

100

OKM

7,00 3,00 5,00 1,00

1,00 0,80

3,00 -1,00

0,90 0,70

1,00 -3,00

0,80 0,60

Pgz

-1,00 -5,00

t [s]

0,70 0,50 0,60

40

0,00 0,20

t [s]

0,50 0,90

1,10

20

0,20 0,40

0,90 1,30

e)

t [s]

0

0,40 0,60

1,10 1,50

0,70

IfOGR

Ugz

0,50 1,90

1,30 1,00

Jacek Klucznik; Robert Małkowski / Politechnika Gdańska 1,15 0,85 t [s] 1,00 Piotr20Szczeciński; Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska 0,70 40 60 80 100

0,60 0,70

0

20

40

60

80 Pgz

-5,00 0

t [s]

0,50

t [s]

-3,00 -7,00

100

20

40

60

80

100 t [s]

-7,00

0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100 Rys. 6. Efekt działania odciążania generatora, przy uwzględnieniu znaku mocy biernej przez OPS. Struktura regulatora – korekcyjny: a) napięcie generatora, b) prąd wzbudzenia, c) prąd Efektodciążania działania odciążania generatora, uwzględnieniu znaku mocy– korekcyjny: biernej przez Rys.Rys. 6. Efekt6.działania generatora, przy uwzględnieniu znaku przy mocy biernej przez OPS. Struktura regulatora a) napięcie generatora, d) moc bierna generatora, mocgeneratora, czynna generatora, f) sygnały z poszczególnych generatora, b) prąd wzbudzenia, c) prąd generatora, d) moce)bierna moc czynna generatora, z poszczególnych OPS. Struktura regulatora – korekcyjny: a) napięcie e)generatora, b) prądf) sygnały wzbudzenia, c) prąd ograniczników.

OGR – sygnał całkowity ograniczników.

OGR – sygnał całkowity generatora, d) moc bierna generatora, e) moc czynna generatora, f) sygnały z poszczególnych Nie Nie we wszystkich ograniczników kąta mocy uwzględnia się wpływsięnapięcia we wszystkich strukturach ograniczników kąta (OKM) mocy (OKM) uwzględnia wpływ generaograniczników.

OGR strukturach – sygnał całkowity tora.

Wartośćgeneratora. napięcia na Wartość szynach generatora jednak znaczący wpływ na wartość granicywpływ stabilności napięcia napięcia namaszynach generatora ma jednak znaczący na (obniNie we wszystkich strukturach ograniczników kątaindukcyjnej, mocy (OKM) uwzględnia się wpływ żenie napięcia skutkuje przesunięciem granicy w stronę mocy patrz: rys.

5, krzywe 3).

Ogranicznik wartość granicy stabilności (obniżenie napięcia skutkuje przesunięciem granicy w stronę generatora.

Wartość napięcia na szynachzależności generatora ma jednak znaczący wpływ na kątanapięcia mocy indukcyjnej, powinien zmieniać odkąta wartości napięcia.

Poniżej przedstawiono mocy patrz:położenie rys. 5 ograniczenia krzywe 3). wOgranicznik mocy powinien zmieniać wartość granicy (obniżenie napięcia przesunięciem granicy w stronę wyniki uzyskane jak w stabilności badaniach przedstawionych na rys.skutkuje 6,napięcia. przy czym uwzględniono tym razem wpływ zmiany położenie ograniczenia w zależności od wartości Poniżej przedstawiono wyniki mocy indukcyjnej, patrz: rys.

5 krzywe 3).

Ogranicznik kąta mocy powinien zmieniać poziomu ograniczenia wywołany zmianą napięcia na zaciskach generatora. uzyskane, jak dla przypadku przedstawionego na rys. 6, przy czym uwzględniono tym razem położenie ograniczenia w zależności od wartości napięcia. Poniżej przedstawiono wyniki wpływ zmiany poziomu ograniczenia wywołany zmianą napięcia na zaciskach generatora. uzyskane, jak dla przypadku przedstawionego na rys. 6, przy czym uwzględniono tym razem If [–] a) b) Ug [–] 1,20 wpływ1,00zmiany poziomu ograniczenia wywołany zmianą napięcia na zaciskach generatora.

If [–] a) b) 0,95 Ug [–] 1,10

1,20

1,00

0,90 0,95

1,00 1,10

0,85 0,90 0,80 0,85 10

20

30

40

50

Ugz

60

0 Ig [–]

10

20

30

40

50

0,80 0,90

70 t [s]

0,75 1,35

60

70

d)

t [s] 0

10

20

30

40

50

60

IfOGR

70 t [s]

0,80 0,80

1,25

Qg [–]

0

10

20

30

40

50

60

70

0,60

1,15

0,40

1,05

0,20

0,95

IgOGR

0

10

20

30

40

50

60

Qogr

0

f)

7

t [s]

-0,20

70

Pg [–]

1,00

7

0,00

t [s]

0,85

e)

IfOGR

t [s]

0,75 0,80 0

c)

0,90 1,00

Ugz

10

20 OGR

30 OPS

40 OPW

50

60

50

60

70

OKM

7,00 5,00

0,95

3,00

0,90

1,00

0,85

-1,00

Pgz

-3,00

0,80

t [s]

-5,00

0,75 0

10

20

30

40

50

60

70

t [s]

-7,00 0

10

20

30

40

70

Efektodciążania działania odciążania generatora, przybiernej uwzględnieniu znaku mocy biernejz uwzględnieniem przez Rys.Rys. 7. Efekt7. działania generatora, przy uwzględnieniu znaku mocy przez OPS. Struktura regulatora – korekcyjny OPS. Struktura – korekcyjny dynamicznej = f(Ug): a) napięcie generatora,zb)uwzględnieniem prąd wzbudzenia, c) prąd generatora, d)zmiany moc biernaQgeneratora, e) moc dynamicznej zmiany QogrOKMregulatora ogrOKM=f(U g): czynna generatora, f) sygnały z poszczególnych ograniczników.

OGR – sygnał całkowity a) napięcie generatora, b) prąd wzbudzenia, c) prąd generatora, d) moc bierna generatora, e) moc czynna generatora, f) sygnały z poszczególnych ograniczników. OGR – sygnał całkowity

Praca regulatora generatora w warunkach sprzyjających powstawaniu lawiny napięcia – wybrane problemy

3.3. Wnioski z badań symulacyjnych Przeprowadzone rozważania prowadzą do następujących wniosków: • Odciążanie generatora poprzez zmianę wartości zadanej mocy czynnej generatora, w sytuacji zagrażającej lawinie napięcia, jest czynnikiem zwiększającym zapas stabilności napięciowej generatora. Należy dążyć do automatyzacji tego procesu. W tym celu można zastosować kryterium opisane w pracy – indywidualnie lub w powiązaniu z innymi kryteriami.

• Instalowanie ograniczników mocy czynnej powinno być przede wszystkim przeprowadzone w blokach, które najbardziej są zagrożone wystąpieniem lawiny napięciowej.

• Zaniżanie mocy czynnej bloków wytwórczych nie ma sensu, jeśli ograniczenia generacji mocy biernej powodują nie układy regulacji generatora, a układu ARNE. Należy więc zweryfikować prawidłowość nastawień stosowanych ograniczników mocy biernej w układach ARNE. • Konieczne jest zastosowanie w OKM dynamicznej zmiany wartości granicznej mocy biernej Qogr = f(Ug).

Uwzględnienie aktualnego poziomu napięcia generatora ułatwia skuteczną ochronę generatora przed utratą 4stabilności Wpływ lokalizacji (porównaj: rys. 6 bramek i rys. 7). wybierających sygnał w głównym torze układu regulacji napięcia na przebieg awarii napięciowej

4.1 Wstęp 4. WPŁYW LOKALIZACJI BRAMEK WYBIERAJĄCYCH SYGNAŁ W GŁÓWNYM TORZE UKŁADU REGULACJI NAPIĘCIA NA PRZEBIEG AWARII NAPIĘCIOWEJ

W układach analogowych i cyfrowych w głównym torze regulacji stosuje się z reguły

4.1.strukturę Wstęp regulatora, jako wzmacniacza ze sprzężeniem korekcyjnym, rys. 1.

W układach analogowych i cyfrowych w głównym torze regulacji stosuje się z reguły strukturę regulatora Jedną z różnic w spotykanych w KSE układach analogowych i cyfrowych jest sposób jakowprowadzania wzmacniacza zesygnałów sprzężeniem korekcyjnym (rys.

1). z ograniczników do toru głównego regulacji. W układach Jedną z różnic w spotykanych w KSE układach analogowych i cyfrowych jest przed sposób syanalogowych sygnały ograniczników wprowadzane są do węzłów sumacyjnych lubwprowadzania za gnałów z ograniczników do toru głównego regulacji.

W układach analogowych sygnały ograniczników wprowawzmacniaczem z członem korekcyjnym. W stosowanych obecnie cyfrowych układach dzane są do węzłów sumacyjnych przed lubsygnałów za wzmacniaczem z członem korekcyjnym.

W stosowanych obecnie wzbudzenia stosuje się wprowadzenie ograniczników poprzez bramki przejmujące sygnałyukładach LV i HV. Wprowadzenie przez jeden z ograniczników do bramki poprzez LV wartości cyfrowych wzbudzenia stosuje się wprowadzenie sygnałów ograniczników bramki przejmujące mniejszej od sygnału z głównego toru regulacji jest jednoznaczne z przejęciem regulacji sygnały LV i HV. Wprowadzenie przez jeden z ograniczników do bramki LV wartości mniejszej od sygnału z główwzbudzenia przez z ogranicznika.

Wprowadzenie do bramki HV sygnałów większych nego toru regulacji jestsygnał jednoznaczne z przejęciem regulacji wzbudzenia przez sygnał z ogranicznika.

Wprowaod sygnału z toru głównego regulacji, powoduje przejęcie regulacji wzbudzenia przez sygnały dzenie do bramki HV sygnałów większych od sygnału z toru głównego regulacji powoduje przejęcie regulacji z tych przez ograniczników.

Przyograniczników. niepobudzonych z ograniczników wzbudzenia sygnały z tych Przy ogranicznikach niepobudzonychsygnał ogranicznikach sygnał z ograniczników wchodzący na bramki LV wynosi 10V, a na bramkę HV odpowiednio 0V. wchodzący na bramki LV wynosi 10 V, a na bramkę HV odpowiednio 0 V. Przykładową strukturę stosowanych regulatorów przedstawiono na rys. 8. Stosowane Przykładową strukturę stosowanych regulatorów przedstawiono na rys. 8. Stosowane rozwiązania z wprorozwiązania z wprowadzaniem sygnałów z ograniczników do węzłów sumacyjnych przed lub wadzaniem sygnałów z ograniczników do węzłów sumacyjnych, przed lub za wzmacniaczem z członem korekcyjza wzmacniaczem z członem korekcyjnym, można spotkać w starszych technologicznie nym,układach można spotkać w starszych technologicznie układach wzbudzenia. wzbudzenia.

Rys. 8.

Schemat toru głównego regulacji stosowany przez krajowych i zagranicznych producentów układów automatycznej regulacji Rys. 8. blokowy Schemat blokowy torunapięcia głównego regulacji napięcia stosowany u krajowych i napięcia zagranicznych producentów układów automatycznej regulacji napięcia.

Obecnie regulacji generatorów, których algorytmy regulacji uwzględniają stoObecniestosowane stosowanecyfrowe cyfroweukłady układy regulacji generatorów, których algorytmy regulacji sowanie bramek przejmujących sygnał, nie wymagają dodatkowych układów blokujących ograniczniki, jak to uwzględniają stosowanie bramek przejmujących sygnał, nie wymagają dodatkowych układów ograniczniki, jaki ogranicznikach to jest w ogranicznikach kątaw starszych, mocy i ogranicznikach jest blokujących w ogranicznikach kąta mocy prądu stojana analogowychprądu układach regulacji stojana w Nadrzędność starszych, analogowych układach regulacjicyfrowych generatorów.

Nadrzędność sygnału rozmieszczegeneratorów. sygnału sterowania w układach jest definiowana kolejnością sterowania w układach cyfrowych jestZgodnie definiowana rozmieszczenia bramek nia bramek przejmujących sygnały sterujące. z rys. 8kolejnością sygnał z ogranicznika kąta mocy jest wprowadzany przejmujących sygnały sterujące.

Zgodnie z rys.

8 sygnał z ogranicznika kąta mocy do bramki HV, podrzędnej względem bramki LV. Powoduje to, że sygnał z ogranicznika kąta jest mocy (OKM) jest wprowadzany do bramki HV, podrzędnej względem bramki LV. Powoduje to, że sygnał z podrzędny względem sygnałów z ogranicznika prądu wzbudzenia (OPW) i z ogranicznika prądu stojana (OPS). ogranicznika kąta mocy (OKM) jest podrzędny względem sygnałów z ogranicznika prądu wzbudzenia (OPW) i z ogranicznika prądu stojana (OPS).

57

58

Jacek Klucznik; Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński; Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

4.2. Wyniki badań symulacyjnych Na rys. 9, 11, 13 i 15 przedstawiono przebiegi mocy czynnej i mocy biernej, napięcia i prądu generatora, napięcia i prądu wzbudzenia oraz sygnały z poszczególnych ograniczników przy zaniżeniu napięcia w systemie elektroenergetycznym do 370 kV, przy przyjęciu struktury przedstawionej na rys. 8. Zaniżenie napięcia w systemie elektroenergetycznym, przy właściwie działających ogranicznikach z zastosowaniem struktury przedstawionej na rys. 8, powoduje zmniejszenie wartości napięcia wzbudzenia generatora synchronicznego, co może prowadzić w niektórych przypadkach do utraty synchronizmu przez ten generator. Zaniżenie napięcia w systemie elektroenergetycznym powoduje pobudzenie ogranicznika prądu wzbudzenia, później − ogranicznika prądu stojana i ogranicznika prądu wzbudzenia, rys. 15. Ponowne zadziałanie ogranicznika prądu wzbudzenia powoduje odwzbudzenie generatora synchronicznego i wypadnięcie z synchronizmu. Jak widać na rys. 15, działanie ogranicznika prądu stojana od strony poboru mocy biernej oraz ogranicznika kąta mocy nie wpływa na układ regulacji generatora w wyniku wprowadzenia sygnałów z obu tych ograniczników do bramki podrzędnej. Ze względu na wadliwą lokalizację bramek przejmujących sygnał w głównym torze regulacji, wysoki sygnał wprowadzany przez ogranicznik kąta mocy do bramki HV nie może przejąć regulacji. Działanie ogranicznika minimalnego prądu wzbudzenia w tym przypadku jest zbyt powolne, gdyż prąd wzbudzenia osiąga wartość maksymalną, gdy napięcie wzbudzenia spada do zera, rys. 13. Ogranicznik minimalnego prądu wzbudzenia śledzi wartość prądu wzbudzenia i działanie tego ogranicznika występuje zbyt późno, praktycznie po utracie synchronizmu.

Zmiana struktury głównego toru regulacji napięcia, polegająca na przeniesieniu kolejności bramek przejmujących sygnał ograniczników LV z HV, powoduje przejęcie sygnału sterującego przez ogranicznik kąta mocy.

Sygnał z ogranicznika kąta mocy oraz z ogranicznika prądu stojana od strony poboru mocy biernej w tym przypadku będą sygnałami nadrzędnymi. Na rys. 10, 12 i 14, 16 przedstawiono przebiegi mocy czynnej i mocy biernej, napięcia i prądu generatora, napięcia i prądu wzbudzenia oraz sygnały z poszczególnych ograniczników przy zaniżeniu napięcia w systemie elektroenergetycznym do 370 kV, dla układu regulacji generatora ze zmienioną strukturą toru głównego przedstawioną na rys. 17.

Rys. 9. Przebiegi mocy czynnej, biernej przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV

Rys. 10. Przebiegi mocy czynnej, biernej przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV. Zmiana kolejności bramek LV HV

Rys. 11. Przebiegi napięcia i prądu generatora synchronicznego przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV

Rys. 12. Przebiegi napięcia i prądu generatora synchronicznego przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV. Zmiana kolejności bramek LV HV

Praca regulatora generatora w warunkach sprzyjających powstawaniu lawiny napięcia – wybrane problemy

Rys. 13. Przebiegi napięcia i prądu wzbudzenia generatora synchronicznego przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV

Rys. 14. Przebiegi napięcia i prądu wzbudzenia generatora synchronicznego przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV. Zmiana kolejności bramek LV HV

Rys. 15. Przebiegi sygnałów sterujących w regulatorze napięcia przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV

Rys. 16. Przebiegi sygnałów sterujących w regulatorze napięcia przy powolnej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego w dół z wartości 370 kV. Zmiana kolejności bramek LV HV

Wprowadzenie zmiany kolejności bramek pozwoliło na ochronę generatora synchronicznego przed utratą synchronizmu. Zgodnie z rys. 16, przy zaniżaniu napięcia jako pierwszy działa ogranicznik prądu wzbudzenia, następnie działa ogranicznik prądu stojana, a nadrzędny sygnał z ogranicznika kąta mocy przejmuje regulację i jest w tym przypadku nadrzędnym sygnałem sterującym. Zmiana lokalizacji bramek pozwala na zachowanie przyjętych założeń przy projektowaniu analogowych układów wzbudzenia.

RA – regulacja automatyczna

Ograniczniki:

UNast Ug -

Σ

+

KA

1+sTA 1+sTB

1+sTC 1+sTD

OKM [V] OPW [V]

RR – regulacja ręczna

IfNast Ifg -

Σ

+

Nastawy:

OKM [V]

0-10 [V]

OPW [V]

0-10 [V], I2t [A2s]

OPS [V]

0-10 [V], I2t [A2s]

OPS [V] KIA

1+sTIA 1+sTIB

RA

LV GATE

RR RA – regulacja automatyczna RR – regulacja ręczna

HV GATE

Ust

Rys. 17. Właściwa kolejność stosowanych bramek wybierających sygnał w głównym torze układu regulacji napięcia

4.3. Wnioski W nowych, obecnie stosowanych cyfrowych układach regulacji generatorów, w torze głównym regulatora kolejność bramek wybierających sygnały jest zgodna z normą [4]. W normie oraz w niektórych cyfrowych układach regulacji generatorów kolejność bramek wybierających sygnał jest zgodna z rys. 8 (HV gate; LV gate).

Tak usytuowane bramki wybierają jako nadrzędny sygnał z ograniczników prądu stojana i prądu wirnika. Sygnał z ogranicznika kąta mocy wchodzi w pierwszą bramkę wybierającą większą wartość sygnału. Taka struktura jest niedopuszczalna i w stanach niskich napięć będzie powodowała zmniejszenie wartości napięcia wzbudzenia generatora synchronicznego przez ograniczniki prądowe, których sygnały wchodzą w drugą bramkę, wybierającą mniejszą wartość sygnału. Przy takiej strukturze toru głównego regulacji napięcia ostatni element toru jest nadrzędny w układzie regulacji, jest to niezgodne z założeniami prekursorów – układów analogowych.

59

60

Jacek Klucznik; Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński; Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

5. PODSUMOWANIE Szeroka analiza działania regulatora generatora wskazuje na zagrożenia tkwiące w pozornie znanej konstrukcji, jaką stanowią układy regulacji generatorów synchronicznych. W warunkach obniżonego napięcia źle działający regulator generatora może przyczynić się do zapoczątkowania lawiny napięciowej lub zwiększenia jej skutków. Wyeliminowanie wskazanych w niniejszym referacie zagrożeń przyczyni się znacząco do poprawy bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.

BIBLIOGRAFIA 1. Zajczyk R., Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badania elektromechanicznych stanów nieustalonych i procesów regulacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2003.

2. Madajewski K., Sobczak B., Trębski R., Praca ograniczników w układach regulacji generatorów synchronicznych w warunkach niskich napięć w systemie elektroenergetycznym, materiały konferencyjne APE ’07, Gdańsk 2007.

3. Kundur P., Power system stability and control, McGraw-Hill 1994.

4. IEEE Std 421.5 – 2005 IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies.

5. Analiza stanu obecnego i opracowanie zmian w układach regulacji napięcia i mocy biernej w elektrowniach, stacjach sieci przesyłowej i w sieciach rozdzielczych w celu zmniejszenia ryzyka powstania awarii napięciowych w systemie elektroenergetycznym. Etap II, praca badawczo-rozwojowa wykonana dla PSE-Operator SA. 6. IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci v. 1.2. Tekst jednolity obowiązujący od dnia: 5 listopada 2007 roku.

62

Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Autorzy / Biografie

Jerzy Kulczycki Kraków / Polska

Michał Rudziński Kraków / Polska

Absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach (1956).

Stopień naukowy doktora uzyskał na Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie (1967), następnie stopień dr hab. (1976) i tytuł naukowy profesora (1991). W latach 1956–72 pracował głównie przy montażu i projektowaniu sieci elektroenergetycznych. Od 1972 nauczyciel akademicki AGH. Zainteresowania zawodowe obejmują elektroenergetykę, szczególnie metody projektowania optymalnych układów sieci, poprawa efektywności wykorzystania majątku sieci elektroenergetycznych.

Absolwent Wydziału Elektrotechniki, Automatyki i Elektroniki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, magister inżynier specjalności automatyka i metrologia elektryczna (1979). W latach 1979–1983 pracował w Kielcach w Ośrodku Badawczo-Rozwojowym Armatury Przemysłowej. Przez kolejne lata (1983–1995) zatrudniony był w Hucie im. T. Sendzimira w Krakowie, jako specjalista w Pionie Głównego Energetyka. Od 1995 roku do dziś pracuje w przedsiębiorstwie dystrybucji energii elektrycznej ENION S.A. w Krakowie, na stanowisku kierownika Biura Zarządzania Usługami Przemysłowymi.

Członek wielu grup roboczych powoływanych przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej.

Waldemar L. Szpyra Kraków / Polska Dyplom inżyniera elektryka na Wydziale Elektrotechniki Górniczej i Hutniczej Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie obronił w roku 1975. Stopień doktora zdobył w roku 1998 na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki Informatyki i Elektroniki AGH w Krakowie. Obecnie adiunkt Katedry Elektrotechniki i Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Zajmuje się modelowaniem, estymacją stanu pracy i optymalizacją sieci rozdzielczych, zastosowaniem metod sztucznej inteligencji w elektroenergetyce oraz gospodarką elektroenergetyczną.

Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci

STRATY ENERGII JAKO NIEODZOWNE POTRZEBY WŁASNE SIECI prof. dr hab. inż. Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie mgr inż. Michał Rudziński / ENION S.A. dr inż. Waldemar Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

1. PRZYCZYNY STRAT – STRATY RZECZYWISTE, UZASADNIONE I OPTYMALNE W każdym elemencie sieci elektroenergetycznej energia odbierana jest mniejsza od energii wprowadzonej.

Straty sieciowe energii są różnicą między energią wprowadzoną do sieci a energią odebraną z tej sieci.

Straty sieciowe najczęściej klasyfikuje się według źródeł ich powstawania. Wyróżniane są straty techniczne i straty handlowe.

Straty techniczne energii są skutkiem zjawisk fizycznych towarzyszących przepływowi energii przez sieć lub napięciu w sieci. Ze względu na te zjawiska dzieli się je następująco: • straty prądowe (obciążeniowe, podłużne) zależne od obciążenia (ciepło Joule’a) • straty napięciowe (jałowe, poprzeczne) zależne od napięcia (straty w dielektrykach, straty ulotu, straty w rdzeniach transformatorów).

W sieci złożonej z elementów, w których te zjawiska występują, techniczne straty energii są nieuniknione.

Ponieważ każdy element sieci ma rezystancję – przepływ prądu wytwarza ciepło, które jest stratą części przesyłanej energii. W izolacji pozostającej pod napięciem również powstają straty. Straty na rezystancji i w izolacji prawidłowo dobranego i użytkowanego elementu sieci wynikają z „fizyki zjawisk” zachodzących przy przesyle energii.

Nie są wynikiem niegospodarności. Wydaje się, że w odniesieniu do tych strat bardziej uzasadnionym określeniem byłoby – potrzeby własne sieci lub ściślej energetyczne potrzeby własne sieci. W dalszym ciągu będzie jednak używane pojęcie straty techniczne; jest ono krótsze, powszechnie rozumiane i powszechnie stosowane.

Straty handlowe są skutkiem tego, że zarówno energia wprowadzona, jak i odebrana są mierzone z pewnymi błędami. Są więc efektem zjawisk występujących przy handlu energią. Dzieli się je następująco: • straty wynikające z błędów układów pomiarowych, głównie z wysokiego progu rozruchu liczników oraz klasy dokładności stosowanych liczników; może się zdarzyć, że straty wynikające z błędów układów pomiarowych są mniejsze od zera • straty będące skutkiem systemu ewidencji sprzedanej energii, np. wynikające z przyjętego systemu rozliczeń opartego na prognozach zużycia energii przez drobnych odbiorców. Innymi przykładami strat ewidencyjnych są straty w przypadku zróżnicowanej częstości odczytów poszczególnych grup liczników i opóźnienia w odczytach liczników. Straty ewidencyjne przyjmują wartości dodatnie i ujemne, a w dłuższych okresach czasu ich wartość jest bliska zero • energia niezmierzona pobrana z sieci (nielegalny pobór energii).

Streszczenie Przedstawiono klasyfikacje strat sieciowych (różnicy bilansowej) wg źródeł ich powstawania. Wykazano, że różnica bilansowa nie stanowi wystarczającej informacji do określenia rzeczywistych strat technicznych występujących w sieci. Na skutek błędów pomiarowych i błędów wynikających z systemów ewidencji sprzedanej energii, różnica bilansowa przyjmuje w stosunku do strat rzeczywistych często wartości na przemian zawyżone i zaniżone, nawet ujemne.

Przedstawiono trzy metody obliczania rzeczywistych strat na podstawie sprawozdawczości. Pokazano wpływ lokalnych źródeł energii, tranzytów energii, decyzji operatora sieci przesyłowej oraz zobowiązań umownych z niektórymi odbiorcami na wskaźnik strat.

63

64

odczytach liczników. Straty ewidencyjne przyjmują wartości dodatnie i ujemne, a w dłuższych okresach czasu ich wartość jest bliska zero Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie ■ energia niezmierzona pobrana z sieci (nielegalny pobór energii).

Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Straty sieciowe bilansowe lub krótko różnica bilansowa lub straty bilansowe są różnicą między energią zmierzoną wprowadzoną do sieci a energią zmierzoną Straty sieciowe bilansowe lub krótko różnica bilansowa straty bilansowe są między energią odebraną z tej sieci. Różnica bilansowa jest sumąlub strat technicznych i różnicą strat zmierzoną wprowadzoną do sieci a energią zmierzoną odebraną z tej sieci.

Różnica bilansowa jest sumą strat handlowych. technicznychPodział i strat handlowych. strat sieciowych według źródeł ich powstawania podano na rys. 1.

PodziałOkreślmy strat sieciowych według źródeł ich powstawania podano na rys. 1. dalsze pojęcia związane ze stratami technicznymi: Określmy dalsze pojęcia związane ze stratami technicznymi: ■ straty rzeczywiste są to straty rzeczywiście występujące w danej sieci, • straty rzeczywiste są to straty rzeczywiście występujące sieci, ■ straty uzasadnione są to straty, jakie wystąpiłyby w w danej danej sieci przy optymalnym • straty uzasadnione są torozpływie straty, jakie wystąpiłyby w danej sieci przy optymalnym rozpływie mocy i pomocy i poprawnej eksploatacji tej sieci, prawnej ■ stratyeksploatacji optymalne tej są sieci, to straty, jakie wystąpią w sieci o strukturze tak dobranej do • straty optymalne są to straty, jakie wystąpią dobranej do obciążenia, że koszt obciążenia, że koszt w sieci rocznyo strukturze (lub suma tak zdyskontowanych roczny (lub suma zdyskontowanych kosztówamortyzacji) w okresie amortyzacji) tej minimum. sieci osiąga minimum. kosztów w okresie tej sieci osiąga straty bilansowe (różnica bilansowa) straty techniczne

prądowe

napięciowe

straty handlowe w wyniku: Błędów układów pomiarowych

systemów ewidencji sprzedaży

nielegalnego poboru energii

Rys. 1. Podział strat sieciowych według źródeł ich powstawania

Rys. 1. Podział strat sieciowych według źródeł ich powstawania Pojęcie strat optymalnych zostanie wyjaśnione na przykładzie linii elektroenergetycznej. Wymaga to przypomnienia pojęcia Pojęciekosztu stratrocznego. optymalnych zostanie wyjaśnione na przykładzie linii Koszt roczny jest miarą wszystkich związanych i eksploatacją sieci lub elementu sieci, elektroenergetycznej. Wymaga to nakładów przypomnienia pojęciaz budową kosztu rocznego. odniesioną do jednego roku.jest miarą wszystkich nakładów związanych z budową i Koszt roczny Rozważmy przypadek elektroenergetycznej o określonym obciążeniu. Koszt roczny tej eksploatacją sieci lubprojektowanej elementu sieci,linii odniesioną do jednego roku. linii składa się z kosztu stałego (koszt kapitału + koszt oraz kosztu zmiennego (kosztu strat mocy Rozważmy przypadek projektowanej linii eksploatacji) elektroenergetycznej o określonym i energii).

Oba te składniki zależą od przekroju linii.

Wzrost przekroju powoduje wzrost kosztu stałego i obniżkę obciążeniu. Koszt roczny tej linii składa się z kosztu stałego (koszt kapitału + koszt kosztu strat, a więc kosztu zmiennego.

Zależność kosztu rocznego i jego składników od przekroju pokazano na eksploatacji) oraz kosztu zmiennego (kosztu strat mocy i energii). Oba te składniki rys. 2. zależą od przekroju linii. Wzrost przekroju powoduje wzrost kosztu stałego i obniżkę Przekrój, przy którym kosztu rocznego osiągakosztu minimum Krmin, jest przekrojem ekonomicznym linii sek. kosztu strat, a więc funkcja kosztu zmiennego.

Zależność rocznego i jego składników Straty energii przy tym przekroju są stratami optymalnymi. od przekroju pokazano na rys.

2.

Przekrój, przy którym funkcja kosztu rocznego osiąga minimum Krmin, jest przekrojem ekonomicznym linii sek. Straty energii przy tym przekroju są stratami optymalnymi.

2

Rys. 2. Zależność kosztui jego rocznego i jego Rys. 2.

Zależność kosztu rocznego składników od składników przekroju linii.od przekroju linii.

Kosztroczny rocznyw otoczeniu w otoczeniu funkcją płaską, w przypadku odchylenia ek jest Koszt sek sjest funkcją płaską, w przypadku odchylenia wartości przekroju od przekroju wartości przekroju od przekroju ekonomicznego koszt roczny linii stosunkowo mało ekonomicznego koszt roczny linii stosunkowo mało się zmienia. sięW praktyce zmienia. dane do obliczenia kosztu rocznego i przekroju ekonomicznego są rozmyte. W czasie projekW praktyce danenie dosąobliczenia kosztu rocznego i przekroju ekonomicznego są roczne, np.: koszty budowy, towania linii, „z góry” dokładnie znane wielkości, od których zależą koszty rozmyte. W czasie projektowania linii, „z góry” nie są dokładnie znane wielkości, od obciążenie, koszty energii. Linie na rys. 2 należałoby zastąpić pasmami odzwierciedlającymi zakresy możliwej których zależą koszty roczne, np.: koszty budowy, obciążenie, koszty energii. Linie zmienności tych danych. W rezultacie wykres z rys. 2 przybierze postać jak na rys. 3. na rys. 2 należałoby zastąpić pasmami odzwierciedlającymi zakresy możliwej zmienności tych danych. W rezultacie wykres z rys. 2 przybierze postać jak na rys. 3. 

W praktyce dane do obliczenia kosztu rocznego i przekroju ekonomicznego są rozmyte. W czasie projektowania linii, „z góry” nie są dokładnie znane wielkości, od których zależą koszty roczne, np.: koszty budowy, obciążenie, koszty energii.

Linie własne sieci Straty energii jako nieodzowne potrzeby na rys. 2 należałoby zastąpić pasmami odzwierciedlającymi zakresy możliwej zmienności tych danych. W rezultacie wykres z rys. 2 przybierze postać jak na rys. 3.



      



kosztów przy założeniu, że nakłady inwestycyjne i straty mocy są określone z błędem ±5%.  Na rys. 3 widać, że wartości przekroju ekonomicznego, a zatem również  optymalnych strat, są „rozmyte” – ich  wartości mogąbyćobliczone z pewnym         s   błędem.

Z analizy wykresu kosztu rocznego linii i jego składników wynikają następujące Rys. 3.Rys. Zależność kosztu rocznego składników od przekroju linii w przypadku danych o kosztach – linią przerywaną zaznaczono 3. Zależność kosztui jego rocznego i jego składników od przekroju linii w przypadku wnioski: zwiększenie przekroju linii zwiększa koszt„rozmytych” stały linii i zmniejsza jej koszt granice zmienności kosztów przy założeniu, że nakłady inwestycyjne i straty mocy są określone z błędem ±5%. „rozmytych” danych o kosztach – linią przerywaną zaznaczono granice zmienności zmienny. Zatem, przy danej prognozie obciążenia obniżenie strat w projektowanej rys.możliwe, 3 widać, żeale wartości przekroju ekonomicznego, a zatem optymalnych są „rozmyte” liniiNajest podwyższa nakłady na budowę linii.również Zmniejszenie stratstrat, poniżej – ich wartości mogą być obliczone z pewnym błędem. strat optymalnych jest możliwe, ale wymaga zastosowania większego, droższego Z analizy wykresu kosztu rocznego linii i jego składników wynikają następujące wnioski: zwiększenie przeprzekroju i w rezultacie koszty pracy sieci.Zatem, przy danej prognozie obciążenia obnikroju linii zwiększa koszt stały podwyższa linii i zmniejsza jej koszt zmienny.

3 Należy mieć na uwadze, że dane do obliczeń optymalnych stratZmniejszenie są niepewne żenie strat w projektowanej linii jest możliwe, ale podwyższa nakłady na budowę linii. strat poniżej strat optymalnych jest możliwe, ale wymaga zastosowania większego, droższego przekroju i w rezultacie pod(rozmyte).

Zatem wyniki obliczeń ekonomicznego przekroju linii i związanych z tym wyższa koszty pracy sieci. przekrojem optymalnych strat mogą być wytycznymi w działaniach mających na celu Należy mieć na uwadze, że dane do obliczeń optymalnych strat są niepewne (rozmyte). Zatem wyniki obniżkę strat, ale powinny być przyjmowane jako dane orientacyjne z pewną obliczeń ekonomicznego przekroju linii i związanych z tym przekrojem optymalnych strat mogą być wytycznymi tolerancją.mających na celu obniżkę strat, ale powinny być przyjmowane jako dane orientacyjne z pewną w działaniach Analogiczne wnioski można uzasadnić w odniesieniu do innych elementów sieci tolerancją. wnioski można uzasadnić w odniesieniu do innych elementów sieci (np. transformatorów) (np.Analogiczne transformatorów) oraz do sieci złożonych z tych elementów. oraz do Pojęcia sieci złożonych z tych elementów. strat rzeczywistych, uzasadnionych i optymalnych ilustruje następujący Pojęcia strat rzeczywistych, uzasadnionych i optymalnych ilustruje następujący przykład. przykład. 

Przykład 1 Linia dwustronnie zasilana o równomiernym obciążeniu na całej długości i o stałym przekroju s jest rozPrzykład 1 cięta w jednym z węzłów zasilania (rys. 4). stanie pracy obciążeniu występują straty Linia dwustronnie zasilana o W tym równomiernym na rzeczywiste. całej długości i o

stałym przekroju s jest rozcięta w jednym z węzłów zasilania (rys. 4). W tym stanie pracy występują straty rzeczywiste. lr

∆Pr ∆P0,5

Oznaczenia: l – długość ciągu sieciowego lr – odległość punktu rozcięcia od punktu zasilania ∆Pr – straty mocy przy rozcięciu w punkcie r ∆P0,5 – straty mocy przy rozcięciu w połowie magistrali

4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0

0,00

0,25

0,50

0,75

1,00

lr l

Rys.Rys. 4. Ciąg4. sieciowy obciążony – zależność stratobciążony mocy od miejsca–rozcięcia sieci [3] strat Ciągrównomiernie sieciowy równomiernie zależność

rozcięcia sieci [3]

mocy od miejsca

65

Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

66

W linii o stałym przekroju dwustronnie zasilanej, równomiernie obciążonej na całej długości, ale rozciętej, straty rzeczywiste zależą od lokalizacji punktu rozcięcia. Zależność tę pokazano na rys. 4. Gdyby nie było przeciwwskazań do zmiany punktu rozcięcia (np. wynikających z wymogu pewności zasilania), linię należałoby rozciąć w połowie długości. Wtedy wystąpiłyby najmniejsze straty. Byłyby to straty uzasadnione. Załóżmy, że sieć jest rozcięta na początku linii – przy odbiorze o zwiększonych wymaganiach pewności zasilania, wyposażonym w automatykę SZR. W takim przypadku straty rzeczywiste będą cztery razy większe niż przy rozcięciu linii w połowie długości, ale będą to straty uzasadnione.

Gdyby przekrój linii na etapie projektowania sek był tak dobrany, aby koszty roczne (a nie straty!) były najmniejsze, to straty, które wystąpiłyby przy tak dobranym przekroju i przy rozcięciu linii w połowie jej długości, byłyby stratami optymalnymi. W zależności od tego czy istniejący przekrój linii s jest większy lub mniejszy od przekroju ekonomicznego sek, porównanie strat uzasadnionych i optymalnych byłoby następujące: • jeżeli s > sek, to straty optymalne byłyby mniejsze od strat uzasadnionych • jeżeli s < sek, to straty optymalne byłyby większe od strat uzasadnionych.

Podsumowanie Z powyższych rozważań wynika, że: • Straty bilansowe (różnica bilansowa) nie stanowią wystarczającej informacji do określenia rzeczywistych strat technicznych występujących w sieci.

• Wielkość strat uzasadnionych w pojedynczym elemencie sieci może zależeć od różnych okoliczności.

• Straty rzeczywiste są większe lub równe stratom uzasadnionym, natomiast straty optymalne mogą być większe, równe lub mniejsze od strat rzeczywistych i/lub uzasadnionych.

• Minimalizacja strat (kosztów strat) nie może być dla operatora sieci celem nadrzędnym w stosunku do innych celów. Zasadniczym celem pracy sieci jest dostawa energii o określonych cechach jakościowych i przy najmniejszych kosztach. Koszty strat są jednym z wielu składników kosztów pracy sieci.

ENN/110

EpSD

ES

E Eg

Epwe

E110/NN

2. WSKAŹNIKI STRAT Na podstawie bezwzględnej, a więc liczonej np. w MWh, wielkości strat bilansowych można obliczyć sprawność sieci i straty względne procentowe.

Wskaźnik procentowych strat względnych i w konsekwencji sprawność sieci są różnie definiowane. Dlatego, operując tymi wskaźnikami, należy przytoczyć ich definicje. Różnice wartości wskaźników strat mogą wynikać m.in. z różnych sposobów uwzględnienia w rachunku energii oddanej z sieci danej SD do sieci sąsiedniej SD. Poniżej zostaną przedstawione sposoby obliczenia współczynnika strat bilansowych wg Sprawozdania G-10.7.

EoSD

Epw

Rys. 5. Bilans energii spółki dystrybucyjnej Rys. 5. Bilans energii spółki dystrybucyjnej

energia wprowadzona SD; Eodenergia – Przyjmijmy oznaczenia: Ewp – całkowita Przyjmijmy oznaczenia: Ewp – całkowita energia wprowadzona do sieci SD;do Eodsieci – całkowita oddana – energia wprowadzona SD– energia odz siecidoSD; z sieci całkowita SD; ENN/110 –energia energiaoddana wprowadzona sieciESD poprzez transformatory NN/110dokV;sieci E110/NN NN/110 dana z sieci SD poprzez transformatory NN/110 kV; Eg – – energia wprowadzona do sieci z elektrowni przyłąpoprzez transformatory NN/110 kV; E energia oddana z sieci SDSDpoprzez 110/NN czonych do sieci dystrybucyjnej pobrana z sieci sąsiednich SD;SD EoSD z– energia oddana do sieci – energia wprowadzona do sieci elektrowni transformatory NN/110SD; kV;EpSDE–g energia sąsiednich SD; E – energia dostarczona odbiorcom finalnym, w tym pobrana nielegalnie; E – potrzeby własne s pw przyłączonych do sieci dystrybucyjnej SD; EpSD – energia pobrana z sieci sąsiednich (energia pobrana odbioryoddana własne SD); Epwe –sąsiednich pompowanieSD; wodyE w elektrowniach wodnych; ΔE – straty – energia do sieci SD; EoSD przez s – energia dostarczona energii w sieci. odbiorcom finalnym, w tym pobrana nielegalnie; Epw – potrzeby własne (energia pobrana przez odbiory własne SD); Epwe – pompowanie wody w elektrowniach wodnych; E – straty energii w sieci.

– energia oddana do do siecisieci sąsiednich SD;SD; Es E – s energia dostarczona EoSDEoSD SD; – energia oddana sąsiednich – energia dostarczona E – energia oddana do sieci sąsiednich SD; E – energia dostarczona oSD s orcom finalnym, w tym pobrana nielegalnie; Epw E–pwpotrzeby własne (energia – potrzeby własne (energia dbiorcom finalnym, w tym pobrana nielegalnie; – potrzeby własne (energia orcom finalnym, w tym pobrana nielegalnie; E pw – pompowanie wody w elektrowniach ana przez odbiory własne SD);SD); EpweEpwe – pompowanie wody w elektrowniach obrana przez odbiory własne Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci – pompowanie wody w elektrowniach ana przez odbiory własne SD); E pwe nych; E E – straty energii w sieci. wodnych; – straty energii w sieci. nych; E – straty energii w sieci.

Zachodzą zależności: Zachodzą zależności: Zachodzą zależności:do sieci wprowadzona ■ergia energia wprowadzona do sieci Zachodzą zależności: nergia wprowadzona do sieci

• energia wprowadzona do sieci E wp E=wpE NN + E + E + E pSD = E/ 110 NN / 110 g+ E g pSD E wp = E NN / 110 + E g + E pSD

67

(1) (1) (1)

(1)

oddana z sieci ■ergia energia oddana z sieci nergia oddana z sieci

• energia oddana z sieci Eod E=odE s=+EEs pw + E110 + E+pwEoSD + EoSD + E/ NN 110 / NN Eod = E s + E pw + EoSD + E110 / NN

(2) (2) (2)

(2)

bilansowe (różnica bilansowa, wartość bezwzględna) ■raty straty bilansowe (różnica bilansowa, wartość bezwzględna) raty bilansowe• (różnica bilansowa, wartość bezwzględna) straty bilansowe (różnica bilansowa, wartość bezwzględna)

∆E =∆EE wp = E−wpEod − Eod ∆E = E wp − Eod

(3) (3) (3)

(3)

Procentowy wskaźnik stratstrat bilansowych (różnicy bilansowej) w Sprawozdaniu Procentowy wskaźnik bilansowych (różnicy bilansowej) w Sprawozdaniu Procentowy wskaźnik strat (różnicy bilansowych (różnicy bilansowej) w Sprawozdaniu G-10.7 jest od maja 1995 Procentowy wskaźnik strat bilansowych bilansowej) w Sprawozdaniu 0.7 jest od maja 1995 określony następująco: G-10.7 jest od maja 1995 określony następująco: określony 0.7 jest od maja 1995 następująco: określony następująco: E wp − E od ∆E% = E − E × 100% (4) wpE wp od ∆E% = × 100% (4)

(4) E wp W sprawozdawczości (Sprawozdania G.10.7) obowiązującej w energetyce do W sprawozdawczości (Sprawozdania G.10.7) obowiązującej w energetyce do kwietnia 1995 roku wskaźnik Wniasprawozdawczości (Sprawozdania G.10.7) obowiązującej wliczono energetyce do 1995 roku wskaźnik strat bilansowych (różnicy bilansowej) inaczej, strat bilansowych (różnicy bilansowej) liczono inaczej, a mianowicie: nia 1995 roku wskaźnik strat bilansowych (różnicy bilansowej) liczono inaczej, nowicie: 6 6 nowicie: 6 E wp − E od

(5) ∆E% = E − E × 100% (5) wp od E + E + ∆ E s pwe ∆E% = × 100% (5)

E s + E pwe + ∆E Oczywiste jest, że korzystając z różnych wzorów definicyjnych można otrzymać różne wyniki. Również randystrybucyjnych uporządkowane według wskaźnika strat liczonego według różnych wzorów mogą Oczywiste kingi jest,spółek że korzystając z różnych wzorów definicyjnych można różne.

Zostanie to zilustrowane w dalszejmożna części artykułu.

Oczywiste jest, żeRównież korzystając z różnych wzorówpodanym definicyjnych mać różne być wyniki. rankingi spółekprzykładem dystrybucyjnych uporządkowane Udział niektórych składników energii wprowadzonej do sieci Ewp i energii oddanej z sieci Eod ma wpływ mać różne wyniki.

Również według rankingiróżnych spółekwzorów dystrybucyjnych g wskaźnika strat liczonego mogą być uporządkowane różne. Zostanie nastrat wartość wskaźnika strat różnych bilansowych (różnicy bilansowej).

Dotyczy to udziału energii Eg wprowadzonej do g wskaźnika liczonego według wzorów mogą być różne.

Zostanie ustrowane przykładem podanym w dalszej części artykułu. sieci SD z elektrowni przyłączonych do sieci dystrybucyjnej SD w całkowitej energii wprowadzonej do sieci Ewp ustrowane przykładem podanymenergii w dalszej części artykułu.

Udział niektórych składników wprowadzonej do sieci E i energii oraz udziału energii EoSD oddanej do sieci sąsiednich SD. wp

dział niektórych sieci Ewp i(różnicy energii wpływ na energii wartość wprowadzonej wskaźnika stratdobilansowych ej z sieci Eod maskładników Tabl.

1.

Przykład zależności wskaźnika strat bilansowych od produkcji elektrowni lokalnej ma wpływ na wartość wskaźnika strat bilansowych (różnicy ej z sieci E owej). Dotyczy od to udziału energii Eg wprowadzonej do sieci SD z elektrowni owej).

Dotyczy to dystrybucyjnej udziału energii SD Eg lokalnej wprowadzonej doenergii sieciodbiorcom SD z finalnym elektrowni ączonych doKolejny sieci w całkowitej energii wprowadzonej doΔE% – wskaźnik strat bilansowych Eg – produkcja elektrowni Es – sprzedaż (różnicy bilansowej) do sieci dystrybucyjnej całkowitej energii wprowadzonej do rok energii [GWh] SDdowsieci [GWh] EoSD oddanej sąsiednich SD. Eczonych wp oraz udziału [%] Ewp oraz udziału1 energii EoSD oddanej do sieci sąsiednich SD. 890 4336 13,96 abela 1. Przykład zależności od produkcji 2 752 wskaźnika strat bilansowych 4559 14,99 abela lokalnej 1. Przykład zależności wskaźnika strat bilansowych od produkcji owni 3 1026 4805 13,68 owniElokalnej E% – wskaźnik strat g – produkcja

Eg/Es 0,21 0,16 0,21

4 1014 energii 4682 13,04 0,22 Es – sprzedaż ny E elektrowni bilansowych (różnicy E – wskaźnik strat g – produkcja % Eg/Es odbiorcom finalnym E energii bilansowej) 1544 4642 12,00 0,33 s – sprzedaż lokalnej 5 ny elektrowni bilansowych (różnicy [GWh] E /E odbiorcom finalnym g s [GWh] [%] lokalnej bilansowej) [GWh] do elektrowni przyłączonych do sieci dystrybucyjnej w dalszym ciągu będzie stosowane W odniesieniu [GWh] [%] 890 4336 13,96 0,21 krótsze określenie – elektrownie lokalne.

Wpływ elektrowni lokalnych na wielkość strat energii zależy od wiel890 4336 13,96 0,21 752 4559 14,99 0,16 kości wprowadzonej przez nie mocy do sieci oraz od lokalizacji elektrowni w stosunku do innych źródeł zasilają752 14,99 0,16 1026 cych tę sieć,4559 4805 0,21 np. od stacji NN/110 13,68 lub 110/SN. 1026 4805 13,68 0,21 1014 4682 13,04 mała i pokrywa zapotrzebowanie 0,22 Gdy moc elektrowni jest stosunkowo bliskiego fragmentu sieci, energia 1014 0,22 elektrowni ma zwykle 13,04 krótszą drogę przepływu do odbiorów niż energia dopływająca ze stacji NN 1544 z lokalnych 4682 4642 12,00 0,33 z sieci przy mniejszych stratach. Ilustracją 0,33 tego zjawiska są dane jednej ze spółek dystry1544 – jest więc oddawana 4642 12,00 bucyjnych zestawione w tab.

1.

W odniesieniu do elektrowni przyłączonych do sieci dystrybucyjnej w dalszym

Wbędzie odniesieniu do elektrowni przyłączonych do siecilokalne. dystrybucyjnej dalszym stosowane krótsze określenie – elektrownie Wpływ w elektrowni będzie stosowane krótsze określenie – elektrownie lokalne.

Wpływ elektrowni nych na wielkość strat energii zależy od wielkości wprowadzonej przez nie

Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

68

Natomiast, gdy elektrownia lokalna pokrywa również obciążenie dalekich odbiorców, np. gdy nadmiar energii wprowadzonej do sieci na danym napięciu jest transformowany na wyższe napięcie – praca elektrowni lokalnej może zwiększyć straty energii.

Jeśli elektrownia lokalna wprowadza do sieci 110 kV moce rzędu setek MW rozpływające się w sieciach 110 kV kilku SD, straty energii w niektórych SD zmaleją, a w innych wzrosną; przy czym: • największy wzrost strat występuje w sieci tej SD, do której jest przyłączona elektrownia lokalna • straty we wszystkich SD liczone łącznie mogą wzrosnąć lub zmaleć Tabele 2 i 3 dotyczą takich sytuacji.

Tab. 2. Przykład zależności wskaźnika strat bilansowych w czterech SD oraz w sieci 110 kV krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) od pracy elektrowni lokalnej (elektrociepłowni) o mocy 500 MW przyłączonej do sieci SD-1 Straty mocy w MW w sieci 110 kV czterech SD oraz sieci krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), planowany szczyt zimowy 2015

Wariant

SD-1

SD-2

SD-3

SD-4

Wyjściowy

17,8

13,3

11,5

27,9

Po uruchomieniu EC o mocy 500 MW

31,1

12,5

10,5

22,5

+13,3

–0,8

–1,0

–5,4

Efekt uruchomienia EC

Sieć KSE

+6,3

Tab. 3. Przykład zależności wskaźnika strat bilansowych w pięciu SD oraz w sieci 110 kV KSE od pracy dwóch elektrociepłowni o łącznej mocy 330 MW przyłączonej do sieci SD-2 Straty mocy w MW w sieci 110 kV pięciu SD oraz sieci krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), planowany szczyt zimowy 2015

Wariant

SD-1

SD-2

SD-3

SD-4

SD-5

Wyjściowy

17,8

13,3

11,5

27,9

10,8

Po uruchomieniu EC o mocy 500 MW

16,1

14,9

10,6

26,4

11,9

Efekt uruchomienia EC

-1,7

+1,6

–0,9

–1,5

+1,1

Sieć KSE

–1,4

Większość tranzytu energii do sąsiednich SD występuje na napięciu 110 kV, co wiąże się ze znacznie mniejszymi stratami procentowymi niż przesył energii do odbiorców finalnych, zasilanych na niższych napięPrzykład 2występowania tranzytu energii (oddawania energii do sąsiednich SD) straty procentowe są ciach. W przypadku mniejsze, a sprawność sieci większa. Wyjaśnia to następujący przykład obliczeniowy: ENN/110 2 Przykład 2 Przykład 110

ENN/110 150

ENN/110 Obszar SD A

E

ENN/110 Obszar SD EoSD 39,2

110

B

E 10,8 E s Obszar SD

10

100

E

10

A

Es Obszar SD EoSD 39,2 B

100

E

10,8

Es

150

Es

100 dystrybucyjnych – wpływ metodologii liczenia na Rys. 6. Bilans 100 energii spółek wielkość wskaźnika strat bilansowych (różnicy bilansowej)

Rys. 6. Bilans energii spółek dystrybucyjnych – wpływ metodologii liczenia na wielkość wskaźnika strat bilansowych (różnicy bilansowej)

Rys. 6. Bilans energii spółek dystrybucyjnych – wpływ metodologii liczenia na Wskaźniki strat bilansowych (różnicy bilansowej) dla obu spółek

Wskaźniki bilansowych bilansowej) dlabilansowej) obu spółek dystrybucyjnych z bilansami energii jak wielkośćstrat wskaźnika strat (różnicy bilansowych (różnicy dystrybucyjnych z bilansami energii jak na rysunku 6 [wzór (4)] wynoszą: na rysunku 6 [wzór (4)] wynoszą: spółkaWskaźniki dystrybucyjna • ■spółka dystrybucyjna A A bilansowych (różnicy bilansowej) dla obu spółek strat

dystrybucyjnych z bilansami energii jak na rysunku 6 [wzór (4)] wynoszą: Ewp − Eod 110 − 100 ■ dystrybucyjna ∆Espółka × 100% = A × 100% = 9,09% % = Ewp

110

Ewp − Eod

110 − 100 × 100% = 9,09% 110

∆E%dystrybucyjna = × 100 ■ spółka B %= E wp

■ spółka dystrybucyjna A

Ewp − Eod 110 − 100 ∆E%= =Ewp − Eod × 100 × 100 %= =110 − 100 × 100 × 100 ,09 ∆E % %%= =9,909 %% % Ewp 110 Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci E 110 wp Ewp − Eod 110 − 100 ∆E% = × 100% = × 100% = 9,09% Ewp 110

spółkadystrybucyjna dystrybucyjnaBB ■■spółka

• spółka dystrybucyjna B B ■ spółka dystrybucyjna

150 − 139,2 ∆E%= =150 − 139,2 × 100 × 100 ,20 ∆E %%= =7,720 %% % 150 150 150 − 139,2 ∆E% = × 100% = 7,20% 150

Natomiast wskaźniki obliczone metodą obowiązującą do kwietnia 1995 roku [wzór (5)]wynoszą: wynoszą: (5)] Natomiast wskaźniki obliczone metodą obowiązującą do kwietnia 1995 roku [wzór ■ spółka dystrybucyjna • spółka dystrybucyjna A AA ■(5)] spółka dystrybucyjna wynoszą: ■ spółka dystrybucyjna A

Natomiastwskaźniki wskaźniki obliczone metodą obowiązującą do kwietnia 1995 roku [wzór Natomiast obliczone metodą obowiązującą do kwietnia 1995 roku [wzór (5)] wynoszą:

Ewp − Eod 110 − 100 × 100 %= =110 − 100 × 100 ∆E%= = Ewp − Eod × 100 × 100 ,09 % %%= =9,909 %% ∆E % +EE pwe+ +∆E ∆E 100+ + 10 s EE + 100 10 s Ewppwe − Eod 110 − 100 × 100% = ∆E% = × 100% = 9,09% + + ∆ E E E + 10 • spółka dystrybucyjna s pwe Bto wzajemne100 dwoma metodami, położenie spółek A i B w obu rankingach byłoby

spółkadystrybucyjna dystrybucyjna B dwoma metodami, to B wzajemne położenie spółek A i B w obu rankingach byłoby ■■różne. spółka W rankingu sporządzonym wg obowiązującej obecnie metodologii liczenia różne. W rankingu sporządzonym wg obowiązującej obecnie metodologii liczenia ■SD spółka dystrybucyjna B spółka B miałaby mniejszy wskaźnik strat (7,20%) od wskaźnika SD spółki A 150−B139 −miałaby 139 SD spółka mniejszy wskaźnik stratspółek (7,20%) wskaźnika SD spółki A 150 ,2,2 × 100 dwoma metodami, wzajemne A i od Bw obu rankingach byłoby ∆E % ,75 ∆E%%= = W × 100to % = =9,975 %% położenie (9,09%). rankingu sporządzonym wg starszej metodologii byłoby przeciwnie; 100 + 10 , 8 (9,09%).

W−+rankingu rankingu sporządzonymwg wgobowiązującej starszej metodologii przeciwnie; 100 10,8,2 różne.

W sporządzonym obecniebyłoby metodologii liczenia 150 139 SD∆E A miałaby mniejszy wskaźnik strat (9,09%) od wskaźnika SD B (9,75%). = × 100 % = 9 , 75 % W przypadku SD oddającej energię do sieci sąsiedniej spółki wynik obliczeń % SD A miałaby mniejszy wskaźnik strat (9,09%) od wskaźnika SD B (9,75%).

W przypadku SD oddającej energię do sieci sąsiedniej spółki wynik obliczeń W przypadku SD+B10 oddającej energię do wskaźnik sieci sąsiedniej wynik zależy od metody.

100 ,8 SD spółka miałaby mniejszy strat spółki (7,20%) od obliczeń wskaźnika SD spółki A Warto też Różnice sprawności sieci obliczone dla Polski tymi dwoma metodami wynoszą zależy od metody.

Warto też zauważyć, że gdyby układać dwa rankingi SD zauważyć, że gdyby układać dwa rankingi SD według wskaźników strat bilansowych (różnicy bilansowej) liczoRóżnice sprawności sieci obliczone dla Polski tymi dwoma metodami wynoszą zależy od W metody. też energię zauważyć, że gdyby układać dwawynik rankingi SD W przypadku SD Warto oddającej do starszej sieci sąsiedniej spółki obliczeń (9,09%). rankingu sporządzonym wg metodologii byłoby przeciwnie; 2,5÷3,0%, a dla poszczególnych SD mogą się zawierać w znacznie szerszych nych tymi2,5÷3,0%, dwoma to wzajemne położenie spółek w obu rankingach byłoby różne. wedługmetodami, wskaźników strat bilansowych bilansowych (różnicy bilansowej) liczonych tymiW rankingu a metody. dla poszczególnych SD strat mogą sięA i B zawierać w znacznie szerszych według wskaźników strat (różnicy bilansowej) liczonych tymi zależy Warto teżmetodologii zauważyć, że gdyby układać dwa SD SD A miałaby mniejszy wskaźnik (9,09%) wskaźnika SDrankingi B (9,75%). granicach. sporządzonym wgod obowiązującej obecnie liczenia SDodspółka B miałaby mniejszy wskaźnik strat granicach. strat obliczone bilansowych (różnicy liczonych tymi przeciwnie; Różnice wskaźników sprawności sieci dlasporządzonym Polski tymibilansowej) dwoma wynoszą (7,20%) od według wskaźnika SD spółki A (9,09%).

W rankingu wg starszejmetodami metodologii byłoby SD A miałaby mniejszy strat (9,09%) od SD zawierać B (9,75%). w Różnice sprawności sieci obliczone 2,5÷3,0%, dla poszczególnych SDwskaźnika mogą się znacznie szerszych Przykład 3 awskaźnik Przykład 3 dla Polski W tymi dwoma metodami wynoszą 2,5÷3,0%, a dla poszczególnych SD mogą się zawierać granicach. tym przykładzie zostanie pokazany wpływ tranzytu energii (przesyłu energii w znacznie W tym przykładzie zostanie pokazany wpływ tranzytu energii (przesyłu energii szerszych granicach. do sąsiednich SD) na wskaźnik strat (różnicy bilansowej). Załóżmy, że trzy SD nie 9 do sąsiednich SD) na wskaźnik strat (różnicy bilansowej). Załóżmy, że trzy SD nie9 przekazują sobie3energii, a ich bilanse przedstawia rys. 7.

Przykład przekazują sobie energii, a ich bilanse przedstawia rys. 7.

9 Przykład 3 W tym przykładzie zostanie pokazany wpływ tranzytu energii (przesyłu energii W tym przykładzie zostanie pokazany wpływ tranzytu energii (przesyłu energii do SD) na wskaźdo sąsiednich Załóżmy, że sąsiednich trzy SD nie ENN/110 SD) na wskaźnik ENN/110strat (różnicy bilansowej).

ENN/110 ENN/110 E E nik stratprzekazują (różnicy bilansowej).

Załóżmy, że trzy SD nie przekazują sobie energii, a ich bilanse przedstawia rys. 7.

NN/110 NN/110 bilanse przedstawia rys.

100 sobie energii, a ich100 100 7.

100

100

100

ENN/110 Obszar SD Obszar SD A 100

ENN/110 Obszar SD Obszar SD B 100

ENN/110 Obszar SD Obszar SD C 100

E 9,5 E 9,5

9,5

E

A

ES Obszar SD ES 90,5 90,5A

E 10 E 10

ES Obszar SD ES 90 90 B

10

ES

B

E

ES

E E 10,5 10,5

C

ES Obszar SD ES 89,5 89,5C

E

10,5

ES

Rys. 7. Bilanse wariant bez tranzytów energii 90,5energii trzech spółek 90 dystrybucyjnych – 89,5 Rys. 7. Bilanse energii trzech spółek dystrybucyjnych – wariant bez tranzytów energii między sieciami spółek między sieciami spółek Rys. 7. BilanseWskaźniki energii trzech spółek – wariant bez tranzytów energii międzyobliczone sieciami spółekze wzoru (4) stratdystrybucyjnych bilansowych (różnicy bilansowej) Wskaźniki strat bilansowych (różnicy bilansowej) obliczone ze wzoru (4) Rys. 7. Bilanse energii trzech spółek dystrybucyjnych – wariant bez tranzytów energii wynoszą: Wskaźniki strat bilansowych (różnicy bilansowej) obliczone ze wzoru (4) wynoszą: wynoszą: między sieciami spółek spółka dystrybucyjna • ■■spółka dystrybucyjna A A spółka dystrybucyjna Wskaźniki strat Abilansowych (różnicy bilansowej) obliczone ze wzoru (4) wynoszą:100 − 90,5 ∆E % = 100 − 90,5× 100% = 9,50% 100 ∆E % = dystrybucyjna × 100% A = 9,50% ■ spółka 100

• ■spółka B spółkadystrybucyjna dystrybucyjna 100 − 90,5 B

∆E dystrybucyjna × 100 ■ spółka B % = 9,50% % = 100

■

100 − 90 ∆E = 100 − 90× 100% = 10,00% ∆E = 100 × 100% = 10B,00% spółka dystrybucyjna 100

■ spółka dystrybucyjna C 100 − 90 ∆E =

× 100% = 10,00%

69

100 − 89,5 ∆E = 100 − 89,5× 100% = 10,50% × 100% = 10,50% ∆E = 100 100

70

Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Kolejność spółek dystrybucyjnych ustalona tego wskaźnika jest następująca: Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. wg Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Kolejność spółek dystrybucyjnych ustalona wg tego wskaźnika jest następująca: 1) SD A 100 – 9,50% − 89,5 1) SD ∆E A = – 9,50%× 100% = 10,50% 100 2) SD B – 10,00% 2) SD B – 10,00%C • spółka dystrybucyjna 3) SD C – 10,50%.

3) SD C – 10,50%.

Kolejność 100 − 89,5spółek dystrybucyjnych ustalona wg tego wskaźnika jest następująca: × 100% = 10,50% ∆E = 1) SD A 100 – 9,50% 2)spółek SD B – 10,00% Rozpatrzmy, jak na rys.

8 między SDwskaźnika B i SD Cjest następuje wymiana 20 jednostek Kolejność dystrybucyjnych ustalona wg tego następująca: Rozpatrzmy, jak dystrybucyjnych na rys.

8 między SD B i SD Ctego następuje wymiana 20 jednostek Kolejność spółek ustalona wg wskaźnika jest następująca: 3) SD C – 10,50%. energii bez zmiany strat.

1) SDenergii A – 9,50% bez– zmiany 1)B –SD A 9,50% strat.

2) SD 10,00% 2)C –SD BENN/110 – 10,00% 3) SD 10,50%.

ENN/110 ENN/110 ENN/110 ENN/110 ENN/110 3) SD C100 – 10,50%.jak na rys. 8100 100 Rozpatrzmy, między SD B i SD C następuje wymiana 20 jednostek 100 100 Rozpatrzmy,100 jak na rys. 8 między SD B i SD C następuje wymiana 20 jednostek energii bez zmiany strat. energii bez zmiany strat.

Obszar SD

Obszar SD

20

Obszar SD

20

Obszar SD SD SD 20 B i20 Rozpatrzmy, jak na rys. Obszar 8 między SD SD Obszar C następuje wymiana 20 jednostek EANN/110 EBB ECNN/110 NN/110 C A E bez 100 E E energii zmiany strat.

100 100 E E E 9,5 9,5

ES ES

90,5 90,5 ENN/110

10 10

90 90 ENN/110

Obszar SD 100A

10,5 10,5

ES ES

Obszar SD 100B

20

20

ES ES

89,5 89,5 ENN/110

Obszar SD 100C

Rys. 8. Bilanse energii trzech SD – wariant z10,5 wymianą 20 jednostek energii między 9,5 8. Bilanse 10 Rys. energii trzech SD ES ES – wariant z wymianą ES 20 jednostek energii między Obszar SD Obszar SD Obszar SD SD B i SD C 20 20 89,5 SD B i SDA90,5 C 90 C B E

E

E

E E Rys. 8. BilanseE energii trzech SD – wariant z wymianą 20(różnicy jednostek energii między SD BSD i SDA C Wskaźnik strat bilansowych bilansowej)

nie zmieni się, natomiast 10 10,5 Wskaźnik strat bilansowych ES ES (różnicy bilansowej) ES SD A nie zmieni się, natomiast wskaźniki SD B i energii SD C wyniosą: Rys. Bilanse trzech SD – wariant wymianą jednostek energiiSDmiędzy 89,5 90,5 90 Wskaźnik strat8.bilansowych (różnicy bilansowej) SD A niez zmieni się, 20 natomiast wskaźniki B i SD C wyniosą: wskaźniki SD B i SD C wyniosą: Bdystrybucyjna i SD C ■SD spółka dystrybucyjna B • spółka B ■ spółka dystrybucyjna B 9,5

Rys. 8.Wskaźnik Bilanse energii trzech SD (różnicy – wariantbilansowej) z wymianąSD 20 A jednostek energii między strat bilansowych nie zmieni się, natomiast 120 − 110 ∆E% = 120 − 110× 100% = 8,33% SD B ∆Ei%SD = C120 100% 8,33% wskaźniki SD B i×SD C=wyniosą: 120 ■ spółka dystrybucyjna B • spółka dystrybucyjna C Wskaźnik strat bilansowych (różnicy bilansowej) SD A nie zmieni się, natomiast ■ spółka dystrybucyjna C ■ spółka dystrybucyjna C wskaźniki SD i SD C wyniosą: 120 −B110 ∆E% = × 100% = 8,33% ■ spółka dystrybucyjna B 120 −120 109,5

∆E% = 120 − 109,5× 100% = 8,75% ∆E% = 120 × 100% = 8,75% 120 Kolejność spółek dystrybucyjnych 120 − 110 ■ ∆spółka dystrybucyjna C wg wskaźnika strat bilansowych (różnicy bilansowej) będzie następująca: × 100% = 8,33% E% = 1) SD B –Kolejność 8,33% 120 spółek dystrybucyjnych wg wskaźnika strat bilansowych (różnicy

2) 3)

spółek dystrybucyjnych wg wskaźnika strat bilansowych (różnicy SDbilansowej) C – Kolejność 8,75% będzie 120 − 109,5następująca: bilansowej) będzie następująca: ∆E × 100% = 8,75% SD 9,50%. % = ■ A – spółka dystrybucyjna C

120 1) SD B – 8,33% 1) SD B – 8,33% 2) SD C – 8,75% W oddawaniu energii do sąsiednich spółek uczestniczy głównie sieć 110 kV. Straty związane z przeka2) SD C – 8,75% 120 5 napięciu − Kolejność dystrybucyjnych wg wskaźnika strat bilansowych (różnicy zywaniem energii na 109 tym,spółek mniejsze od strat towarzyszących przepływowi energii do od3) SD A= – 9,50%. × 100% = 8są ,75znacznie % 3) ∆E SD% A – 9,50%. biorców bilansowej) na niższych120 napięciach.

Jeżeli w sieci danej SD wzrasta energia przenoszona do sieci sąsiednich SD, to będzie następująca: w sieci danej muszą wzrosnąć wielkości energii wprowadzonych Ewp i oddanych Eod. W przypadku liczenia 1) SDspółki B – 8,33% wskaźnika strat bilansowych bilansowej) ze (4) znacznemu wzrostowi tranzytu, a tym samym Kolejność spółek(różnicy dystrybucyjnych wgwzoru wskaźnika strat bilansowych (różnicy 2) SD C – 8,75% wzrostowi mianownika (np.następująca: o kilkadziesiąt procent) towarzyszy mniejsze zwiększenie strat, a więc licznika (np. bilansowej) 3) SD A – będzie 9,50%. o kilka procent). Zatem tranzyt energii do sąsiednich spółek obniża wskaźnik strat bilansowych 11 (różnicy bilan1) SD B – 8,33% 11 sowej). Wskazują na to obliczenia przykładu 3.

2) SD C pokazane – 8,75% na rys. 9 przedstawiają przykład zależności wskaźnika strat bilansowych ΔE% od enerWykresy 3) SDdoAsąsiednich – 9,50%. spółek dystrybucyjnych E oraz zależność stosunku wskaźnika strat bilansowych do gii oddanej oSD

wskaźnika strat bilansowych bez eksportu energii od wielkości energii oddanej sąsiednim SD. 11 SD z sieci Wykresy opracowano przy założeniach, że cała energia wprowadzana jest do sieci analizowanej NN, energia dostarczona odbiorcom finalnym Es = 5 000 GWh, straty energii w sieci bez tranzytu wynoszą 10%, ΔE = 500 GWh, straty energii wywołane tranzytem energii do sieci 110 kV sąsiedniej SD wynoszą 2,5% odda11 wanej energii.

eksportu energii od wielkości energii oddanej sąsiednim SD. Wykresy opracowano przy założeniach, że cała energia wprowadzana jest do sieci analizowanej SD z sieci NN, energia dostarczona odbiorcom finalnym Es = 5 Straty energii jako= nieodzowne potrzeby własne sieci 000 GWh, straty energii w sieci bez tranzytu wynoszą 10%, E 500 GWh, straty energii wywołane tranzytem energii do sieci 110 kV sąsiedniej SD wynoszą 2,5% oddawanej energii.

1,2 Wskaźnik strat bilansowych

10

Stosunek wskaźnika strat bilansowych do wskaźnika strat bez eksportu

1,0

8

0,8

6

0,6

4

0,4

2

0,2

0

0

1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

0

Stosunek wskaźnika strat bilansowych do wskaźnika strat bez eksportu energii w [%]

Wskaźnik strat bilansowych w [%]

12

Energia oddana do sąsiednich SD w [GWh]

Wpływ konsolidacji przedsiębiorstw sieciowych wskaźnik strat Rys. 9. Zależność wskaźnika strat bilansowych (różnicy bilansowej) ΔE% od energiina oddanej do sąsiedniej spółki dystrybucyjnej EoSD oraz zależność Rys. 9. wskaźnika Zależność wskaźnika strat bilansowych (różnicy bilansowej) E od energii stosunku strat bilansowych do wskaźnika strat bilansowych bez eksportu energii od wielkości energii oddanej sąsiednim SD % Wpływ konsolidacji przedsiębiorstw sieciowych na wskaźnik strat oddanejPrzykład do sąsiedniej 4 spółki dystrybucyjnej EoSD oraz zależność stosunku wskaźnika strat bilansowych do wskaźnika strat bilansowych bez eksportu energii od wielkości Wpływ konsolidacji przedsiębiorstw sieciowych na wskaźnik strat Załóżmy, że spółki dystrybucyjne B i C, z bilansem energii jak w przykładzie 3, Przykład 4 energii oddanej sąsiednim SD

(rys. 8),4połączyły jednodystrybucyjne przedsiębiorstwo.

Bilans energiienergii po konsolidacji będzie 3, Załóżmy,się że współki B i C, z bilansem jak w przykładzie Przykład jak Załóżmy, na(rys. rys.10.

8),żepołączyły się w jednoB i C, przedsiębiorstwo.

Bilans energii po konsolidacji będzie się w jedspółki dystrybucyjne z bilansem energii jak w przykładzie 3, (rys. 8), połączyły no przedsiębiorstwo. jak na rys.10.Bilans energii po konsolidacji będzie jak na rys.10.

ENN/110 200 ENN/110 200

12

Obszar SD

B+C Obszar SD

E

20,5

ES E

179,5 20,5

B+C

ES 179,5

Rys.Rys. 10. Bilans skonsolidowanych spółek dystrybucyjnychspółek 10. energii Bilans energii skonsolidowanych

dystrybucyjnych Rys. 10. Bilans energii skonsolidowanych spółek dystrybucyjnych Wskaźniki strat bilansowych tych spółek przed połączeniem wynosiły dla SD B – 8,33%, dla SD C – 8,75%.

Wskaźniki strat bilansowych tych spółek przed połączeniem wynosiły dla SD B Wskaźnik strat bilansowych po konsolidacji wyniesie: – 8,33%, dla SD C – strat 8,75%.

Wskaźnik strat konsolidacjiwynosiły wyniesie: Wskaźniki bilansowych tych bilansowych spółek przed po połączeniem dla SD B – 8,33%, dla SD C – 8,75%. Wskaźnik strat bilansowych po konsolidacji wyniesie:

200 − 179,5 ∆E% = × 100 = 10,25% 200 200 − 179,5 × 100 = 10,25% % = W tym ∆E przypadku zmiana 200 własności, bez żadnych zmian technicznych, w tym bez zmian w rozpływie energii, spowoduje wzrost wskaźnika strat. Takbez może być w przypadkach konsolidacjiwSD,tym między którymi są W tymznaczny przypadku zmiana własności, żadnych zmian technicznych, znaczne tranzyty energii.

bez zmianWwtym rozpływie energii, spowoduje wzrostzmian wskaźnika strat. Tak przypadku zmiana własności,znaczny bez żadnych technicznych, w tym możebez byćzmian w przypadkach konsolidacji SD, między którymi są znaczne tranzyty w rozpływie energii, spowoduje znaczny wzrost wskaźnika strat. Tak Podsumowanie energii. może być w przypadkach konsolidacji SD, między którymi są znaczne tranzyty Z analizy energii.wzorów (4) i (5) wynikają następujące wnioski: 1. Metodologia liczenia wskaźnika strat bilansowych (różnicy bilansowej) ma znaczący wpływ na jego warPodsumowanie tość Podsumowanie 2. Wymiana energii między sieciami sąsiednich SD (wzajemne świadczenia usług tranzytowych) zmniejsza Z analizy wzorów (4) i (5) wynikają następujące wnioski: wskaźnik strat bilansowych (różnicy bilansowej) nawet, gdy prowadzi do wzrostu strat bezwzględnych 1. Metodologia liczenia(4)wskaźnika strat bilansowych (różnicy ma od wskaźniZ analizy wzorów i (5) wynikają następujące wnioski: 3. Połączone (skonsolidowane) SD mogą mieć procentowy wskaźnik strat bilansowej) bilansowych wyższy wpływ naliczenia jego wartość 1. Metodologia wskaźnika strat bilansowych (różnicy bilansowej) ma ków znaczący strat poszczególnych spółek przed połączeniem (przy niezmienionej wartości strat bezwzględnych, 2. Wymiana energii między sieciami znaczący wpływ na jego wartośćsąsiednich SD (wzajemne świadczenia liczonych np. w MWh). usług tranzytowych) wskaźnik strat SD bilansowych 2. Wymiana energii zmniejsza między sieciami sąsiednich (wzajemne(różnicy świadczenia bilansowej) gdy prowadzi do wzrostu strat bezwzględnych usług nawet, tranzytowych) zmniejsza wskaźnik strat bilansowych (różnicy

71

72

Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

3. STRATY HANDLOWE Jak podano w rozdziale 1, przyczyną strat handlowych są błędy układów pomiarowych, błędy wynikające z systemów ewidencji sprzedaży energii oraz nielegalny pobór energii.

Błędy układów pomiarowych Przykład 5 Rozpatrzmy przypadek elementu sieci, np. linię z pomiarami energii na początku i na końcu.

Załóżmy, że w pewnym okresie między odczytami liczników energia rzeczywiście oddana z linii wynosi 100 kWh; rzeczywiste straty energii w linii wynoszą 0,5 kWh; oba liczniki, na początku i na końcu linii, są klasy 0,5; licznik na początku linii ma uchyb ujemny: jego wskazania są o 0 4% niższe od rzeczywistego przepływu energii; licznik na końcu linii ma uchyb dodatni: jego wskazania są o 0,3% wyższe od rzeczywistej wielkości energii.

Z tych założeń wynika, iż: • energia rzeczywiście wpływająca do linii wynosi 100,5 kWh • energia zmierzona jako wpływająca do linii wynosi 100,5 – 0.402 ≈ 100,1 kWh • energia zmierzona jako odebrana z linii wynosi 100 + 0,3 = 100,3 kWh • różnica między energiami zmierzonymi na początku i na końcu linii, a więc straty wynoszą 100,1 – 100,3 = –0,2 kWh. Z tego przykładu wynika wniosek, że straty bilansowe (różnica bilansowa) w istotny sposób mogą zależeć od błędów układów pomiarowych. Błąd różnicy bilansowej jest tym większy, im mniejsze są rzeczywiste straty sieci.

W praktyce przedmiotem analizy strat są fragmenty sieci o znacznie większych stratach, rzędu kilku do kilkunastu procent. Jednak w skrajnych przypadkach wielkość strat bilansowych (różnicy bilansowej) na skutek błędów układów pomiarowych może być mniejsza od zera. ,

Systemy ewidencji sprzedanej energii Przyczyną większych i częstszych błędów mogą być systemy ewidencji sprzedanej energii. Wielkość energii podawanej w sprawozdaniach jako sprzedawanej w poszczególnych miesiącach może być obarczona błędami. Dotyczy to szczególnie energii sprzedawanej z sieci nN. Błędy te są wynikiem przyjęcia np. następujących zasad odczytów liczników: 1. Liczniki energii wprowadzonej do sieci są odczytywane co miesiąc 2. Odbiorcy są podzieleni na dwie grupy, np. A i B 3. W pierwszej grupie odbiorców liczniki odczytuje się w miesiące nieparzyste, a więc w styczniu, marcu, maju..., natomiast w drugiej grupie liczniki odczytuje się w miesiące parzyste – w lutym, kwietniu, czerwcu...

4. Odczytywanie liczników w każdej grupie trwa cały miesiąc. Zużycie energii odczytane w ciągu miesiąca jest przypisane na dzień 15 danego miesiąca i wykazywane jako zużycie energii w obu grupach w danym miesiącu. Tak więc, np. zużycie energii przez odbiorców grupy A, odczytane w okresie od 1 do 31 stycznia, jest przypisane na dzień 15 stycznia i wykazywane w sprawozdawczości jako zużycie energii przez odbiorców grup A i B w styczniu.

Skutkiem tego zjawiska, określanego jako „przesunięcie inkasa energii”, mogą być znaczne różnice między ilościami energii wykazanej w sprawozdawczości jako dostarczona odbiorcom a ilością energii rzeczywiście dostarczonej odbiorcom w poszczególnych miesiącach. W konsekwencji wyznaczone straty bilansowe (różnica bilansowa) zostają obarczone wpływem przyjętego systemu rozliczeń, opartego na prognozie zużycia energii przez drobnych odbiorców. Wielkość strat bilansowych (różnicy bilansowej) przyjmuje w stosunku do strat rzeczywistych na przemian wartości zawyżone i zaniżone („falowanie strat”).

Przykład 6 Rozważmy prosty przypadek, w którym: • energię wprowadzoną do sieci odczytuje się co miesiąc • odbiorcy są podzieleni na dwie grupy A i B z odczytami co dwa miesiące. Liczniki odczytuje się w miesiącach nieparzystych u odbiorców grupy A, natomiast w miesiącach parzystych u odbiorców grupy B • zużycia energii przez obie grupy znacznie się różnią, co może być skutkiem losowego podziału ogółu odbiorców na te grupy.

Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci

Załóżmy, że pobór energii i energia wprowadzona do sieci w poszczególnych miesiącach przez ogół odbiorców są stałe i wynoszą odpowiednio 100 MWh i 110 MWh; rzeczywiste straty w poszczególnych miesiącach są więc również stałe i wynoszą: 110 – 100 = 10 MWh. Zużycie energii mierzone w okresach dwumiesięcznych wynosi: dla odbiorców grupy A – 105 MWh, a dla odbiorców grupy B – 95 MWh. Straty energii bilansowe (różnica bilansowa), obliczoneNiektóre jako różnica energiiobsługi wprowadzonej do sieci i energii zużycia przez drobnych odbiorców. systemy odbiorców sprzedanej, wyniosązmienność więc w miesiącach nieparzystych – 105 = MWh, roku. natomiast w miesiącach uwzględniają miesięcznego poboru110 energii w 5ciągu Podstawę do parzystych 110obliczenia – 95 = 15 MWh. Taka zmienność strat utrudni lub wręcz uniemożliwi ich rzetelną analizę. prognozowanego zużycia energii dla każdego odbiorcy może na przykład

stanowić średnie dobowe zużycie odnotowane u tego odbiorcy w okresie ostatniego Przyczyną błędów dotyczących wielkości energii dostarczonej odbiorcom, wykazanej w sprawozdaniach, roku, w tych samych miesiącach, na które oblicza się prognozę zużycia w roku może być system rozliczeń oparty na prognozie zużycia energii przez drobnych odbiorców. Niektóre systemy następnym. prognoza również może być nietrafna, np. prognoza na do obliczenia obsługi odbiorcówTaka uwzględniają zmienność miesięcznego poboru energii w ciągu roku. Podstawę nadchodzącą zużycia mroźnąenergii zimę dla wykonana podstawie podczas ubiegłej ciepłej prognozowanego każdego na odbiorcy możezużycia na przykład stanowić średnie dobowe zużycie odzimy itp. notowane u tego odbiorcy w okresie ostatniego roku, w tych samych miesiącach, na które oblicza się prognozę Im mniejsza jestTaka sieć, dla której wykonuje bilansnp.strat, tym nawiększa zużycia w roku następnym. prognoza również może być się nietrafna, prognoza nadchodzącą mroźną zimę wykonana na podstawie zużycia itp. możliwość wystąpienia tych podczas zjawisk.ubiegłej Zdarzaciepłej się, zimy że straty bilansowe (różnica Im mniejsza jest sieć, której wykonuje strat, tym większa możliwość strat wystąpienia tych zjabilansowa) mogą być dla ujemne.

Utrudnia się to bilans wnioskowanie o przyczynach i wisk.

Zdarza się, że straty bilansowe (różnica bilansowa) mogą być ujemne.

Utrudnia to wnioskowanie o przyzapobieganiu im. Wynikła stąd potrzeba opracowania metod obliczeniowych dla czynach strat i zapobieganiu im.naWynikła stąd sprawozdawczości potrzeba opracowaniadometod obliczeniowych dla zbliżenia zużycia zbliżenia zużycia energii podstawie danych rzeczywistych. energii na podstawie sprawozdawczości do danych rzeczywistych.

Na rysunku 11 przedstawiono miesięczne różnice bilansowe w jednej ze spółek Na rysunku 11 przedstawiono miesięczne różnice bilansowe w jednej ze spółek dystrybucyjnych w latach dystrybucyjnych latach 1993–2007 sieci 110 sumaryczną kV, łącznieróżnicę w sieci SN i nN, a sieci dystry1993–2007 w sieci 110wkV, łącznie w sieci SN w i nN, a także bilansową w całej takżeSD. sumaryczną różnicę bilansową w całej sieci dystrybucyjnej SD. bucyjnej Na wykresie można zauważyć cykliczność różnicy wynikającą bilansowej,z pór roku, oraz Na wykresie tym tym można zauważyć cykliczność przebieguprzebiegu różnicy bilansowej, wynikającą różnicy z pór bilansowej roku, orazw zniekształcenie różnicy bilansowej w sieci strat SN ewidencyjnych. i nN zniekształcenie sieci SN i nN spowodowane dużym wpływem Aby analizować różnicę bilansową, celowe jeststrat dokonanie jej w połączeniu wielkości energii elektrycznej spowodowane dużym wpływem ewidencyjnych.

Abyz analizą analizować różnicę wprowadzonej sieci i z niej oraz jej sprzedaży. bilansową, docelowe jest oddanej dokonanie w połączeniu z analizą wielkości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci i z niej oddanej oraz sprzedaży.

Straty i różnica bilansowa w [GWh]

200 150 100 50 0 Straty i różnica bilansowa w sieci 110 kV Straty i różnica bilansowa w sieci SN i nN

-50

Straty i różnica bilansowa razem

Styczeń 07

Styczeń 06

Styczeń 05

Styczeń 04

Styczeń 03

Styczeń 02

Styczeń 01

Styczeń 00

Styczeń 99

Styczeń 98

Styczeń 97

Styczeń 96

Styczeń 95

Styczeń 94

Styczeń 93

-100

Rys. 11. Różnica bilansowa w jednej z SD w latach 1993–2007

Rys. 11. Różnica bilansowa w jednej z SD w latach 1993–2007

Natomiast rys. 12 został opracowany na podstawie danych z rys. 11 i przedstawia wykresy skonstruowane w układzie ciągnionym, tzn. każdy punkt na wykresie jest sumą energii elektrycznej z poprzednich 12 miesięcy stanowiącej odpowiednio różnicę bilansową lub energię elektryczną wprowadzoną do sieci lub energię elektryczną oddaną z sieci lub sprzedaż. Pojęcie wykresów ciągnionych zostanie dokładniej omówione poniżej.

73

1 200 Straty i różnica bilansowa w sieci 110 kV

Straty i różnica bilansowa w sieci SN i nN Straty i różnica bilansowa razem

1 000 800 600 400

Czerwiec 07 Grudzień 07

Grudzień 06

Grudzień 05 Czerwiec 06

Czerwiec 05

Grudzień 03

Czerwiec 04 Grudzień 04

Grudzień 02

Czerwiec 03

Grudzień 01 Czerwiec 02

Grudzień 00

Czerwiec 01

Grudzień 99

Czerwiec 00

Czerwiec 98

Grudzień 97

Grudzień 96

Czerwiec 97

Grudzień 95

Czerwiec 96

Grudzień 94

Grudzień 93 Czerwiec 94

0

Czerwiec 95

200

Grudzień 98 Czerwiec 99

Straty i różnica bilansowa ciągnione w [GWh]

74

wykresy skonstruowane w układzie ciągnionym, tzn. każdy punkt na wykresie jest sumą energii elektrycznej z poprzednich 12 miesięcy stanowiącej odpowiednio różnicę Jerzy bilansową energię Górniczo-Hutnicza elektryczną wprowadzoną Kulczyckilub / Akademia w Krakowie do sieci lub energię elektryczną oddaną z sieci lubS.A.; sprzedaż.

Pojęcie wykresów zostanie Michał Rudziński / ENION Waldemar L. Szpyra / Akademiaciągnionych Górniczo-Hutnicza w Krakowie dokładniej omówione poniżej.

Rys. 12. Straty i różnica bilansowa ciągniona w okresie 12 miesięcy w latach 1994– 2007

Rys. 12. Straty i różnica bilansowa ciągniona w okresie 12 miesięcy w latach 1994–2007

Metody obliczania rzeczywistego zużycia energii na podstawie danych ze 4. METODY OBLICZANIA RZECZYWISTEGO ZUŻYCIA ENERGII NA PODSTAWIE DANYCH sprawozdawczości ZE SPRAWOZDAWCZOŚCI Poniżej zostaną przedstawione trzy obliczania sposoby rzeczywistego obliczania rzeczywistego Poniżej zostaną przedstawione trzy sposoby zużycia energiizużycia na podstawie sprawozdawczości.

Koncepcję pierwszych dwóch podał J. Sumera (ZE Tarnów SA). Zostały onepodał dopracowane w puenergii na podstawie sprawozdawczości.

Koncepcję pierwszych dwóch J. blikacjach [1] i [6].

Trzeci sposób jest stosowany w jednej z SD. Sumera (ZE Tarnów SA). Zostały one dopracowane w publikacjach [1] i [6]. Trzeci

sposób jest stosowany w jednej z SD. Metoda idealizacji Metoda opiera się na spostrzeżeniu, że maksimum zużycia energii przypada na miesiące zimowe, miniosinusoidalną metodą najmniejszych kwadratów [6]. Po zweryfikowanych Metoda idealizacji mum na miesiące letnie, a przebieg zużycia w poszczególnych miesiącach przypomina cosinusoidę. Zasadniczybliczeniamimiuproszczeniach otrzymano wzór na idealizowane zużycie energii Eid w Metoda opiera się na spostrzeżeniu, żeenergii maksimum zużycia energii natemperatury przyczynami takiego przebiegu zmienności zużycia są zmienna długość dniaprzypada i zmienność w ciągu roku. Nazimowe, tej podstawie zakłada że zużycie energii w poszczególnych roku jest cosinusooszczególnych miesiącach roku: miesiące minimum nasię, miesiące letnie, a przebieg zużycia wmiesiącach poszczególnych idą – przebieg idealizowany.

Przebieg zużycia energii w poszczególnych miesiącach, podany w sprawozdawczomiesiącach przypomina cosinusoidę.

Zasadniczymi przyczynami takiego przebiegu ści, aproksymowano funkcją cosinusoidalną metodą najmniejszych kwadratów [6].

Po zweryfikowanych oblicze1 są zmienna długość dnia i zmienność temperatury w ciągu zmienności zużycia energii E E cosx = + (6) niami uproszczeniach Eotrzymano wzór na idealizowane zużycie energii Eid w poszczególnych miesiącach roku: id śr max roku. Na tej podstawie zakłada się, że zużycie energii w poszczególnych miesiącach 6 roku jest cosinusoidą – przebieg idealizowany. Przebieg zużycia energii w rzy czym: Eid – (6) zużycie energiimiesiącach, po przeprowadzeniu idealizacji, Eśr – wartość poszczególnych podany w sprawozdawczości, aproksymowano funkcją rednia z 12 miesięcy zużycia energii w rozpatrywanym roku, Emax – wartość średnia użycia energii w miesiącach: styczeń, luty, listopad i grudzień rozpatrywanego roku. przy czym: Eid – zużycie energii po przeprowadzeniu idealizacji, Eśr – wartość średnia z 12 miesięcy zużycia energii w rozpatrywanym roku, Emax – wartość średnia zużycia energii w miesiącach: styczeń, luty, listopad Metodai grudzień oczyszczania danych statystycznych rozpatrywanego roku.

17 Rys. 13 przedstawia zależność między energią zużytą w okresie obrachunkowym zużyciemMetoda energii oczyszczania odczytanym danych w miesiącu.

Zależność ta jest spełniona przy statystycznych ałożeniach, że: Rys. 13 przedstawia zależność między energią zużytą w okresie obrachunkowym a zużyciem energii odZależność ta jest spełniona przy założeniach, że: (okres są dwieczytanym grupy w miesiącu. odbiorców, u których okres między odczytami • są dwie grupy odbiorców, u których okres między odczytami (okres obrachunkowy) wynosi 2 miesiące, brachunkowy) wynosi 2 miesiące, a odczyty u odbiorców danej grupy trwają a odczyty u odbiorców danej grupy trwają miesiąc (okres odczytów) miesiąc (okres odczytów) • grupy miesiącu w danym miesiącu są zaliczane zużycie grup odbiorców i przypisane do 15 odczyty jednejodczyty grupy jednej w danym są zaliczane jako jako zużycie obuobu grup dnia miesiąca odczytów. Tak więc energia odczytana w ciągu całego miesiąca jest traktowana jako energia dbiorców i przypisane do 15 dnia miesiąca odczytów. Tak więc energia odczytana w odczytana w 15 dniu danego miesiąca. iągu całego miesiąca jest traktowana jako energia odczytana w 15 dniu danego miesiąca.

Energia

■ odczyty jednej grupy w danym miesiącu są zaliczane jako zużycie obu grup odbiorców i przypisane do 15 dnia miesiąca odczytów. Tak więc energia odczytana w ciągu całego miesiąca jest traktowana jako energia odczytana w 15 dniu danego Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci miesiąca.

odczyty

Czas

okres obrachunkowy

Rys. 13. Energie zużyta i odczytana (sprzedana) w okresie obrachunkowym [1] Rys. 13. Energie zużytaRys. i odczytana (sprzedana)żew okresie [1]jest energią faktycznie pobraną przez 13 pokazuje, energiaobrachunkowym sprzedana nie

dwie grupy odbiorców w miesiącu odczytów, ale energią pobraną przez jedną z grup Rys. 13w pokazuje, że energia sprzedana nie miesięcy). jest energiąObliczanie faktycznie rzeczywistego pobraną przez poboru dwie grupy odbiorców okresie obrachunkowym (dwóch w miesiącu odczytów, ale energią z grup w okresie obrachunkowym (dwóch miesięcy). energii określono tu pobraną roboczo przez jako jedną „oczyszczanie” statystyk zużycia energii ( nenergii ) ( nokreślono −1) ( n −tu 2) roboczo jako „oczyszczanie” statystyk zużycia energii Obliczanie rzeczywistego poboru E E E (n) elektrycznej.

Eocz = s + s + s (7) elektrycznej.

W [1] i [6] podano 4 wzór wyprowadzony 2 4 przy podanych wyżej założeniach: W [1] i [6] podano wzór wyprowadzony przy podanych wyżej założeniach: (n ) – zużycie energii w n-tym miesiącu po oczyszczeniu danych gdzie: Eocz

(7)

statystycznych, E s( n ) ; Es( n −1) ; E s( n − 2 ) – energia sprzedana w miesiącach n-tym, n-1, oraz n-2.

18

(n ) – zużycie energii w n-tym miesiącu po oczyszczeniu danych statystycznych, Es( n ) ; Es( n -1) ; Es( n - 2 ) gdzie: Eocz

Metoda wykresów ciągnionych – energia sprzedana w miesiącach n-tym, n-1, oraz n-2.

Korzysta się ze spostrzeżenia, że straty ewidencyjne „falują” i w dłuższych okresachMetoda czasu ich wartość ciągnionych jest bliska zeru. Analizy różnicy bilansowej dokonuje się wykresów Korzysta się ze spostrzeżenia, że straty ewidencyjne i w dłuższych okresach czasu ich wartość jest na podstawie zsumowanych danych miesięcznych.

Okresem „falują” sumowania jest zawsze bliska zeru.

Analizy różnicy bilansowej Przyjęcie dokonuje się na podstawie zsumowanych wielokrotność poprzednich 12 miesięcy. wielokrotności 12 miesięcydanych jest miesięcznych. Okresem sumowania jest zawsze wielokrotność poprzednich 12 miesięcy. Przyjęcie wielokrotności 12 miesięcy jest celocelowe z uwagi na to, że obejmuje pełny roczny cykl pogodowy, eliminuje straty we z uwagi na to, że obejmuje pełny roczny cykl pogodowy, eliminuje straty ewidencyjne oraz ogranicza wpływ ewidencyjne oraz ogranicza niedoskonałości systemu odbiorcówwykresów ciągnionych jest niedoskonałości systemuwpływ rozliczeń odbiorców energii o niskimrozliczeń napięciu. Przykładem energii orys. niskim 12. napięciu. Przykładem wykresów ciągnionych jest rys. 12.

Przykład zastosowania metod oczyszczania i idealizacji rys. 14 zestawiono o zużyciu energii wg sprawozdań i zużyciu energii obliczonym metodą oczyszPrzykład Na zastosowania metoddane oczyszczania i idealizacji czania.

Rysunek dotyczy fragmentu sieci o miesięcznej dostawie ienergii doenergii odbiorców 22÷37 GWh i podaje Na rys. 14 zestawiono dane o zużyciu energii wg sprawozdań zużyciu ilości metodą energii sprzedanej i „oczyszczonej” okresie. sieci o miesięcznej obliczonym oczyszczania.

Rysunek w dwuletnim dotyczy fragmentu dostawie energii do Natomiast odbiorców 2215÷zestawiono 37 GWh i podaje ilości energii sprzedanej i na rys. ilości energii „oczyszczonej” i „idealizowanej”, sprzedaży dostarczonej do odbiorców w jednym roku w sieci o miesięcznej „oczyszczonej” w dwuletnim okresie.

14

35

12

4 2

Grudzień

Kwiecień

Marzec

Luty

Styczeń

5

Listopad

Energia zużyta �oczyszczona"

Październik

Energia zużyta wg sprawozdawczości

0

10

miesiąc

Miesiąc

Grudzień

listopad

Październik

Wrzesień

Sierpień

Lipiec

Czerwiec

Maj

Kwiecień

Marzec

Luty

Styczeń

Grudzień

Listopad

Październik

Wrzesień

Sierpień

Lipiec

Czerwiec

Maj

Kwiecień

Marzec

Rys. 15.rzeczywista, Energia zużyta obliczona metodą i metodą Rys. 14. Energia zużyta obliczonarzeczywista metodą oczyszczania i odczytana wg oczyszczania sprawozdawczości dostawy energii do odbiorcy [1] idealizacji oraz wg odczytów (wg sprawozdawczości sprzedaży); sieć o dostawie energii do odbiorców 6 ÷ 12 GWh/mies. [6] Luty

0

6

Wrzesień

15

8

Sierpień

20

10

Lipiec

25

Energia �idealizowana" Energia �oczyszczona"

Czerwiec

30

Energia sprzedana

Maj

Ilość energii w [GWh]

40

Styczeń

Ilość energii w [GWh]

6÷12GWh.

75

Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Przedstawione metody pozwalają na podstawie sprawozdawczości, dotyczącej

Natomiast na rys. 15 zestawiono ilości energii „oczyszczonej” i „idealizowanej” , dostarczonej do odbiorenergii dostarczonej do odbiorców, obliczyć ilości energii rzeczywiście przekazanej ców w jednym roku w sieci o miesięcznej sprzedaży 6÷12GWh.

odbiorcom, usunąć naprzemienne zawyżanie i zaniżanie strat w kolejnych miesiącach, tzw. falowanie strat.

Rys. 16 przedstawia wyniki obliczeń strat energii w ciągu roku w jednym z zakładów energetycznych. Poszczególne krzywe reprezentują wyniki obliczeń wykonanych: a) na podstawie bilansu energii wprowadzonej i sprzedanej z sieci b) metodą J. Horaka [2] na podstawie energii sprzedanej z sieci c) na podstawie bilansu energii wprowadzonej i oddanej, przy czym energię oddaną obliczono z energii sprzedanej z zastosowaniem metody idealizacji d) metodą J. Horaka na podstawie energii oddanej, przy czym energię oddaną 50 a) obliczono z energii sprzedanej z zastosowaniem metody idealizacji.

45 Straty energii (różnica bilansowa) w [MWh]

b) c)

40

d)

35

miesiąc

30 25

Rys. 15. Energia 20 zużyta rzeczywista obliczona metodą oczyszczania i metodą idealizacji oraz wg odczytów (wg sprawozdawczości sprzedaży); sieć o dostawie energii do odbiorców 6 ¸ 12 GWh/mies. [6] 15

Grudzień

Listopad

Październik

Wrzesień

Sierpień

Lipiec

Czerwiec

Maj

Kwiecień

Marzec

Luty

10 Przedstawione metody pozwalają na podstawie sprawozdawczości, dotyczącej energii dostarczonej do odbiorców, 5obliczyć ilości energii rzeczywiście przekazanej odbiorcom, usunąć naprzemienne zawyżanie i zaniżanie strat w kolejnych miesiącach, tzw. falowanie strat.

0 Rys. 16 przedstawia wyniki obliczeń strat energii w ciągu roku w jednym z zakładów energetycznych.

Poszczególne krzywe reprezentują wyniki obliczeń wykonanych: 20 a) na podstawie bilansu energii wprowadzonej i sprzedanej z sieci b) metodą J. Horaka [2] na podstawie energii sprzedanej z sieci Miesiąc i oddanej, przy czym energię oddaną obliczono z energii c) na podstawie bilansu energii wprowadzonej sprzedanej z zastosowaniem metody idealizacji Rys. 16. Miesięczne straty energii ZE (oznaczenia w tekście) d) metodą J. Horaka na podstawie energii oddanej, przy czym energię oddaną obliczono z energii sprzedanej z zastosowaniem metody idealizacji.

Styczeń

76

Rys. 15. Energia zużyta rzeczywista obliczona metodą oczyszczania i metodą idealizacji oraz wg odczytów (wg sprawozdawczości sprzedaży); sieć o dostawie energii doJerzy odbiorców ÷ 12 GWh/mies.

[6] w Krakowie Kulczycki /6Akademia Górniczo-Hutnicza

Podsumowanie Błędy układów pomiarowych, błędy wynikające z systemów ewidencji sprzedanej energii oraz nielegalny pobór energii są powodem strat handlowych.

Wielkość strat bilansowych (różnica bilansowa) przyjmuje w stosunku do strat rzeczywistych często wartości na przemian zawyżone i zaniżone („falowanie strat”).

Przyczyną tego zjawiska są straty handlowe, a szczególnie błędy wynikające z systemów ewidencji sprzedanej energii. W skrajnych przypadkach różnica bilansowa może być ujemna.

Przedstawiono trzy metody obliczania rzeczywistego zużycia energii i rzeczywistych strat na podstawie danych ze sprawozdawczości: miesiąc ■ metodę idealizacji ■ metodę oczyszczania danych statystycznych ■ metodę wykresów ciągnionych.

Rys. 16. Miesięczne straty energii ZE (oznaczenia Metody pozwalają naw tekście) podstawie sprawozdawczości o energii dostarczonej do odbiorców obliczyć ilość energii rzeczywiście przekazanej odbiorcom oraz usunąć efekt „falowania strat”.

Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci

Podsumowanie Błędy układów pomiarowych, błędy wynikające z systemów ewidencji sprzedanej energii oraz nielegalny pobór energii są powodem strat handlowych. Wielkość strat bilansowych (różnica bilansowa) przyjmuje w stosunku do strat rzeczywistych często wartości na przemian zawyżone i zaniżone („falowanie strat”). Przyczyną tego zjawiska są straty handlowe, a szczególnie błędy wynikające z systemów ewidencji sprzedanej energii.

W skrajnych przypadkach różnica bilansowa może być ujemna.

Przedstawiono trzy metody obliczania rzeczywistego zużycia energii i rzeczywistych strat na podstawie danych ze sprawozdawczości: • metodę idealizacji • metodę oczyszczania danych statystycznych • metodę wykresów ciągnionych.

Metody pozwalają na podstawie sprawozdawczości o energii dostarczonej do odbiorców obliczyć ilość energii rzeczywiście przekazanej odbiorcom oraz usunąć efekt „falowania strat”.

Z dotychczasowych zastosowań przedstawionych metod wynikają następujące wnioski: 1. Mogą istnieć znaczne różnice między energią dostarczoną do odbiorców i zaliczoną w sprawozdawczości a ilością energii obliczoną tymi metodami 2. Metoda wykresów ciągnionych i metoda idealizacji są mniej pracochłonne od metody oczyszczania i pozwalają obliczyć: • metoda wykresów ciągnionych – rzeczywiste straty roczne • metoda idealizacji – przebieg rzeczywistego zużycia 3. Metoda oczyszczania wymaga (w stosunku do pozostałych dwóch metod) dłuższych obliczeń opartych na znajomości przyczyn zaburzeń odczytów liczników 4. W metodzie wykresów ciągnionych nie czyni się żadnych założeń odnośnie przebiegu zużycia energii.

W metodzie idealizacji zakłada się cosinusoidalny przebieg miesięcznych ilości energii, natomiast w metodzie oczyszczania zakłada się, że dzienne zużycie energii jest w danym miesiącu stałe. Z analizy tych założeń wynika, że metoda oczyszczania jest metodą najdokładniejszą 5. Porównując przebiegi zużycia energii wg sprawozdawczości i energii „oczyszczonej” można zauważyć, że metoda oczyszczania przesuwa rzeczywiste zużycie energii w kierunku wcześniejszych miesięcy.

Straty techniczne niezależne od operatora sieci dystrybucyjnej Decyzje operatora sieci przesyłowej NN mogą wpływać na straty w zasilanej sieci dystrybucyjnej 110 kV. W szczególności na wielkość tych strat mają wpływ: 1. Rozpływ mocy w sieci NN 2. Regulacja napięcia w stacjach NN/110 kV 3. Decyzje o układzie sieci 110 kV. Sieć ta jest własnością operatorów sieci dystrybucyjnych, przy czym ciągi linii mające istotny wpływ na wyprowadzenie mocy z elektrowni lub służące do tranzytu energii między spółkami są koordynowane przez Obszarowe Dyspozycje Mocy 4. Budowa nowych stacji NN/110 kV. Również zobowiązania w umowach z odbiorcami mogą mieć wpływ na zwiększenie strat w sieciach SN. Dotyczy to lokalizacji rozcięć w sieciach SN. Rozpływ mocy w sieci NN Zmiany w rozdziale obciążeń między elektrownie wpływają na rozpływ mocy w sieci NN, a w konsekwencji na obciążenie poszczególnych stacji NN/110 kV. Zmiana tych obciążeń prowadzi do zmian rozpływu mocy i strat mocy w sieci 110 kV. Zjawisko to ilustruje rysunek 17. Sieć 110 kV zakładu energetycznego jest zasilana z dwóch stacji najwyższych napięć: stacji 220/110 kV i stacji 400/110 kV. Na rysunku naniesiono (w jednostkach względnych) rozpływ mocy czynnej w liniach NN zasilających te stacje (za jednostkę odniesienia przyjęto łączną moc dopływającą do sieci 110 kV za pośrednictwem obu stacji zasilających sieć). W stanie pracy normalnej obie stacje są obciążone mocą czynną 0,5.

Jeśli nastąpi zmiana mocy generowanej w węzłach zasilających sieć NN, znacznym zmianom ulegnie rozpływ mocy w tej sieci (wielkości w nawiasach). Zmiany te spowodują zmiany obciążenia stacji NN/110 kV (odpowiednio do 0,2 i 0,8 mocy odniesienia). Konsekwencją tych zmian będą zmiany rozpływów mocy i strat w sieci 110 kV zakładu energetycznego.

77

(0,2)

78

0,4 (0)

0,1

Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie 220 kV Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

(0,2)

Rys. 17. Rozpływy mocy czynnej we fragmencie sieci 400/220/110 kV Regulacja napięcia w stacjach NN/110 kV Transformatory i autotransformatory w stacjach najwyższych napięć są wyposażone w urządzenia do regulacji podłużnej napięcia. Regulowane jest napięcie po stronie 110 kV. Regulację tę prowadzi operator sieci najwyższych napięć.

Poziomy napięcia po stronie 110 kV w stacjach NN wpływają na rozpływ mocy w sieci 110 kV zasilanej z tych stacji. Na skutek różnicy napięć zasilających sieć 110 kV płynie prąd wyrównawczy. Ponieważ w sieci 110 kV reaktancja jest znacznie większa od rezystancji, X >> R, przepływ wyrównawczy mocy biernej jest znacznie większy od przepływu mocy czynnej.

Rozważmy linię A – B łączącą stacje A i B należące do różnych przedsiębiorstw sieciowych. W linii 110 kV A – B przepływ mocy biernej Q przez linię o rezystancji tym przypadku Rtranzyt mocy i energii biernej ze stacji A do należącej do spowoduje straty mocy czynnej:

przedsiębiorstwa stacji B spowoduje straty czynne mocy i energii w sieci SD cnie (lipiec 2009) tranzyt ten jest bezpłatny.

Q2 ∆P = 2kV R Rys. 17. Rozpływy mocy czynnej we fragmencie sieci 400/220/110 U

(8)

onfiguracja układu sieci 110 kV Regulacja napięcia w stacjach NN/110 kV

Transformatory i autotransformatory w stacjach najwyższych napięć są wyposażone w urządzenia do re-

kład połączeń siecipodłużnej 110 kV napięcia. w oczywisty sposób wpływa na rozpływ mocy na Regulację tę prowadzi operator sieci gulacji Regulowane jest napięcie po stronie 110i kV. w tej sieci. najwyższych napięć.

Poziomy napięcia po stronie 110dystrybucyjnych, kV w stacjach NNoprócz wpływają na rozpływ mocy w sieci 110 kV zasilanej eć 110 kV, będąca własnością przedsiębiorstw funkcji z tych stacji. Na skuteksieci różnicy napięć zasilających 110 kVopłynie prąd wyrównawczy. ystrybucyjnej spełnia zadania przesyłowej.

Z tego sieć powodu układzie 23 Ponieważ w sieci 110 kV reaktancja jest znacznie większa od rezystancji, X >> R, przepływ wyrównawczy mocy biernej jest znacznie eń tej sieci w dużym stopniu decydują Obszarowe Dyspozycje Mocy.

większy od przepływu mocy czynnej.

Rozważmy linię A – B łączącą stacje A i B należące do różnych przedsiębiorstw sieciowych. W linii 110 kV udowa nowych stacji NN/110 A – B przepływ mocy kV biernej Q przez linię o rezystancji R spowoduje straty mocy czynnej:

udowa nowych stacji NN/110 kV oraz nowych linii wyprowadzających moc z (8) acji do sieci 110 kV skraca odległości przesyłu mocy siecią 110 kV oraz sza przepływy mocy w poszczególnych liniach 110 kV; w rezultacie straty w h 110 kV maleją.W tym przypadku tranzyt mocy i energii biernej ze stacji A do należącej do innego przedsiębiorstwa stacji B spowoduje straty czynne mocy i energii w sieci SD A. Obecnie (lipiec 2009) tranzyt ten jest bezpłatny.

okalizacja rozcięć w sieciach SNsieci 110 kV Konfiguracja układu

Układ połączeń sieci 110 kV w oczywisty sposób wpływa na rozpływ mocy i na straty w tej sieci.

eci SN są budowane jakokV, sieci zamknięte, ale przedsiębiorstw pracują jako otwarte; przy czym Sieć 110 będąca własnością dystrybucyjnych, oprócz funkcji sieci dystrybucyjnej spełzadania przesyłowej.

Z tegostrat powodu o układzie połączeń sieci w dużym stopniu decydują Obszarowe a rozcięć tejniasieci mająsieci wpływ na wielkość energii.

Wybór miejsc tej rozcięć Dyspozycje Mocy. ęc przedmiotem optymalizacji. Wybiera się te punkty rozcięć, przy których kie warunki techniczne (np. dotyczące spadków napięć, obciążalności kabli i Budowa nowych NN/110 kV odów) są spełnione, a stratystacji energii są najmniejsze.

Bywają przypadki, w Budowa nowych stacji NN/110 kV oraz nowych linii wyprowadzających moc z tych stacji do sieci 110 kV h wybór lokalizacji rozcięć jest wynikiem wymagań pewności zasilania skraca odległości przesyłu mocy siecią 110 kV oraz zmniejsza przepływy mocy w poszczególnych liniach 110 kV; ych odbiorców, a nie minimalizacji strat. w rezultacie straty w sieciach 110 kV maleją.

dsumowanie Lokalizacja rozcięć w sieciach SN

Sieci SN są budowane jako sieci zamknięte, ale pracują jako otwarte; przy czym miejsca rozcięć tej sieci mają wpływ strat energii.

Wybór miejsc rozcięć umowne jest więc przedmiotem optymalizacji. Wybiera się ecyzje operatora siecina wielkość przesyłowej NN oraz zobowiązania z te punkty rozcięć, przy których wszystkie warunki techniczne (np. dotyczące spadków napięć, obciążalności kabli ymi odbiorcami mogą wpływać na straty zasilanej sieci dystrybucyjnej 110 i przewodów) są spełnione, a straty energii są najmniejsze. Bywają przypadki, w których wybór lokalizacji rozcięć szczególności mają wpływ na wielkość tych strat: jest wynikiem wymagań pewności zasilania niektórych odbiorców, a nie minimalizacji strat.

yw mocy w sieci NN acja napięcia w stacjach NN/110 kV zje o układzie sieci 110 kV wa nowych stacji NN/110 kV.

Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci

Podsumowanie Decyzje operatora sieci przesyłowej NN oraz zobowiązania umowne z niektórymi odbiorcami mogą wpływać na straty zasilanej sieci dystrybucyjnej 110 kV. W szczególności mają wpływ na wielkość tych strat: • rozpływ mocy w sieci NN • regulacja napięcia w stacjach NN/110 kV • decyzje o układzie sieci 110 kV • budowa nowych stacji NN/110 kV. Zmiany w rozdziale obciążeń między elektrownie wpływają na rozpływ mocy w sieci NN, a w konsekwencji na obciążenie poszczególnych stacji NN/110 kV. Zmiana tych obciążeń prowadzi do zmian w rozpływach mocy i stratach mocy w sieci 110 kV. Regulację napięcia w stacjach NN/110 kV prowadzi operator sieci najwyższych napięć. Poziomy napięcia po stronie 110 kV w stacjach NN/110 kV wpływają na rozpływ mocy w sieci 110 kV zasilanej z tych stacji. Różnica napięć w stacjach zasilających sieć 110 kV powoduje prąd wyrównawczy, a w konsekwencji straty czynne.

Układ połączeń sieci 110 kV w oczywisty sposób wpływa na rozpływ mocy i na straty w tej sieci. Sieć 110 kV jest własnością operatorów sieci dystrybucyjnych, przy czym ciągi mające istotny wpływ na wyprowadzenie mocy z elektrowni lub służące do tranzytu energii między SD są koordynowane przez Obszarowe Dyspozycje Mocy.

Budowa nowych stacji NN/110 kV, skracając odległości przesyłu mocy siecią 110 kV oraz zmniejszając przepływy mocy w liniach 110 kV, zmniejsza straty w sieciach 110 kV. Uwzględnienie wymagań podwyższonej pewności zasilania niektórych odbiorców może się łączyć zwiększeniem strat energii w sieciach zasilających tych odbiorców.

5. INNE WSKAŹNIKI JAKOŚCI PRACY SIECI W poprzednich rozdziałach omówiono podział strat w sieci oraz różne wskaźniki strat służące do oceny sprawności sieci. Wskaźniki strat nie mogą jednak stanowić jedynej podstawy do oceny sieci zarówno pod względem jej struktury, jak i prowadzenia ruchu. W gospodarce rynkowej działalność przedsiębiorstw jest oceniana na podstawie wskaźników finansowych, takich jak płynność, aktywność, rentowność i zadłużenie.

W przedsiębiorstwach zajmujących się dystrybucją energii elektrycznej miernikiem efektywności mogłyby być jednostkowe koszty dystrybucji energii, mierzone jako iloraz całkowitych kosztów działalności związanej z przesyłem i rozdziałem energii przez całkowitą ilość energii, która przepłynęła przez sieć przedsiębiorstwa (dostarczonej odbiorcom końcowym lub sąsiednim przedsiębiorstwom) w określonym czasie (np. w ciągu roku).

Można również określać jednostkowe koszty przesyłania (dystrybucji) energii w sieciach poszczególnych jednostek organizacyjnych przedsiębiorstwa lub na poszczególnych poziomach napięcia, czy wreszcie w poszczególnych urządzeniach.

Należy jednak przy tym pamiętać, że przedsiębiorstwa dystrybucyjne działają na terenach różniących się gęstością zaludnienia, stopniem uprzemysłowienia oraz ukształtowaniem terenu. Czynniki te w istotny sposób wpływają na strukturę sieci oraz stopień jej wykorzystania. W związku z tym jednostkowe koszty dystrybucji energii (podobnie jak i straty energii) są różne w przedsiębiorstwach działających na różnych obszarach.

Obniżenie jednostkowych kosztów dystrybucji jest możliwe poprzez obniżenie kosztów i/lub zwiększenie ilości energii dostarczanej odbiorcom. Obie możliwości są ograniczone. Działalność spółek dystrybucyjnych (SD) jest regulowana przez ustawę Prawo energetyczne [7] oraz akty wykonawcze do tej ustawy, a w szczególności przez rozporządzenia: „taryfowe” [4] i „systemowe” [5]. Spełnienie wymagań tych aktów prawnych często prowadzi do realizacji inwestycji, a w konsekwencji do wzrostu kosztów.

Jednym ze sposobów obniżenia kosztów jest zmniejszenie strat energii w eksploatowanych przez te przedsiębiorstwa sieciach elektroenergetycznych. Zmniejszenie strat osiąga się, stosując różne zabiegi eksploatacyjne lub drogą inwestycji. Do eksploatacyjnych sposobów zmniejszenia strat w sieciach rozdzielczych zalicza się m.in. regulację napięcia w tych sieciach, ograniczenie asymetrii oraz odkształceń napięcia i prądu, zmianę punktów rozcięć w sieci średniego napięcia.

Należy mieć na uwadze, że np. w niektórych skrajnych przypadkach regulacja napięcia, powodująca zmniejszenie strat mocy i energii, może spowodować zmniejszenie ilości energii pobieranej przez odbiorców, a tym samym zmniejszenie przychodów z opłat przesyłowych.

79

80

Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Michał Rudziński / ENION S.A.; Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

BIBLIOGRAFIA 1. Bogacz S., Więcek M., Estymacja strat energii w wybranym zakładzie energetycznym, praca dyplomowa. Wydział Elektrotechniki, Automatyki i Elektroniki AGH, Kraków 1996.

2. Horak J., Gawlak A., Szkutnik J., Sieć elektroenergetyczna jako zbiór elementów. Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 1998.

3. Horak J., Popczyk J., Eksploatacja elektroenergetycznych sieci rozdzielczych. WNT Warszawa 1985.

4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z dnia 18 lipca 2007 r. Nr 128, poz. 895).

5. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. Ustaw Nr 93 z dnia 29 maja 2007 r. poz.623).

6. Rutowicz R., Szacunek strat energii w sieciach zakładu energetycznego z uwzględnieniem błędów systemów sprzedaży, praca dyplomowa. Wydział Elektrotechniki, Automatyki i Elektroniki AGH, Kraków 1997.

7. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54 poz. 348 z późniejszymi zmianami – Dz. U. Nr 158, poz. 1042 oraz z 1998 r. Nr 94 poz. 594 i Nr 108 poz. 668).

82

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska Janusz W. Białek / Durham University Autorzy / Biografie

Zbigniew Lubośny Gdańsk / Polska

Janusz W. Białek Durham / Wielka Brytania

Zbigniew Lubośny ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1985. W roku 1991 obronił pracę doktorską, a osiem lat później uzyskał stopień doktora habilitowanego na tej samej uczelni. Od roku 2004 posiada tytuł profesora nauk technicznych. Obecnie zatrudniony na Politechnice Gdańskiej na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Obszar zainteresowań to modelowanie matematyczne, stabilność systemu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, zastosowanie sztucznej inteligencji do sterowania systemem elektroenergetycznym, modelowanie i sterowanie elektrowniami wiatrowymi.

Janusz W. Białek ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w roku 1977. W roku 1981 – również na Politechnice Warszawskiej – obronił pracę doktorską. W latach 1981–1989 zatrudniony przez swą macierzystą uczelnię. Przez kolejne trzy lata pracował na University of Durham (UK), a w latach 2003–2009 jako profesor na stanowisku Bert Whittington Chair of Electrical Engineering na University of Edinburgh (UK). Obecnie ponownie zatrudniony jako profesor na Uniwersity of Durham. Obszar zainteresowań to bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego, rynki energii oraz dynamika systemu elektroenergetycznego.

Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia

ANALITYCZNE OKREŚLANIE PARAMETRÓW STABILIZATORA SYSTEMOWEGO DLA GENERATORA SYNCHRONICZNEGO ZE STATYCZNYM UKŁADEM WZBUDZENIA prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska prof. Janusz W. Białek / Durham University

SPIS OZNACZEŃ Hj – stała inercji Eq – siła elektromotoryczna w osi q Iq – prąd stojana generatora w osi q K1-K6, T3 – współczynniki modelu liniowego generatora synchronicznego KPSS, Ta-T – współczynnik wzmocnienia i stałe czasowe stabilizatora systemowego Pg, Pref, Qg – moc czynna generatora, moc czynna zadana, moc bierna generatora Rt, Xt – rezystancja i reaktancja transformatora blokowego Rs, Xs – rezystancja i reaktancja systemu zastępczego Rl, Xl – rezystancja uzwojenia stojana i reaktancja rozproszenia Me, Mm – moment elektromagnetyczny i mechaniczny Ug, Uref, Us – napięcie generatora, napięcie zadane, napięcie systemu zastępczego Xad, Xaq – reaktancja synchroniczna wzajemna w osi d i q Xadu – reaktancja synchroniczna wzajemna w osi d nienasycona X’d – reaktancja synchroniczna przejściowa w osi d Xf – reaktancja obwodu wzbudzenia δ – kąt mocy ω, ω0 – prędkość kątowa wirnika, prędkość synchroniczna

WSTĘP Problem kołysań elektromechanicznych w systemach elektroenergetycznych nie jest problemem nowym.

Już w latach 50., kiedy to systemy zaczęły się powiększać i pracować z większymi obciążeniami, inżynierowie poszukiwali regulatorów pozwalających zwiększać tłumienie kołysań elektromechanicznych. Obecnie najczęściej stosowanym elementem poprawy stabilności systemu elektroenergetycznego jest stabilizator systemowy, wprowadzający dodatkowy sygnał, tj. stabilizujący, w tor regulacji napięcia generatora synchronicznego.

Typowe, stosowane w praktyce struktury stabilizatorów systemowych opisane są w normie IEEE [1]. Dość powszechnie stosowane są stabilizatory systemowe jednowejściowe o stałych parametrach (stacjonarne), chociaż w ostatnich latach widoczny jest wzrost upowszechnienia stabilizatorów dwuwejściowych. Synteza stabilizatora systemowego oparta jest zazwyczaj na kompensacji charakterystyki częstotliwościowej obiektu, optymalizacji określonego wskaźnika jakości lub na odpowiednim przesuwaniu biegunów transmitancji układu.

Streszczenie W artykule przedstawiono sposób analitycznego określania wartości parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia. Uzyskany w proponowany sposób stabilizator systemowy, w szerokim zakresie częstotliwości kołysań elektromechanicznych, wytwarza praktycznie tylko moment elektromagnetyczny tłumiący. Wyprowadzenie zależności pozwalających obliczać parametry stabilizatora oparto na modelu Heffrona-Philipsa ze statycznym układem wzbudzenia i regulacji napięcia oraz ze stabilizatorem systemowym

z prędkością wirnika turbozespołu jako wielkością wejściową. Proponowana metoda pozwala w bardzo prosty sposób obliczać stałe czasowe stabilizatora. Efektywność proponowanego układu zweryfikowano na modelu nieliniowym jedno- i wielomaszynowym.

83

84

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska Janusz W. Białek / Durham University

Stosuje się również inne metody syntezy stabilizatorów systemowych, a w tym: oparte na tzw. sztucznej inteligencji (sieciach neuronowych, logice rozmytej), wykorzystujące nowe techniki syntezy regulatorów optymalnych (LQG/LTR, H2, H∞, synteza µ) oraz wykorzystujące algorytmy adaptacyjne.

Podstawy syntezy stabilizatorów systemowych przedstawia praca [2]. Praktyczne metody syntezy przedstawiono w pracy [3], a ich rozwinięcie w pracy [4]. Procedury syntezy stabilizatorów w układach wielomaszynowych zaproponowano w pracy [5] i następnie rozwinięto w pracy [6].

Metody projektowania stabilizatorów systemowych, znajdujące zastosowanie praktyczne, wykorzystują ideę momentu tłumiącego i oparte są na pomiarze transmitancji nazywanych GEP oraz P-Vr. Funkcja GEP(s) jest transmitancją pomiędzy napięciem zadanym generatora i momentem elektromagnetycznym. Przy czym w przypadku obiektów rzeczywistych mierzona jest transmitancja pomiędzy napięciem zadanym i napięciem generatora. Z kolei funkcja P-Vr jest transmitancją pomiędzy napięciem zadanym i mocą czynną generatora, tj. momentem elektromagnetycznym, gdy wyeliminowana jest dynamika wirników wszystkich maszyn w rozważanym systemie elektroenergetycznym (modelu systemu). Metody syntezy stabilizatorów systemowych oparte na obydwu powyższych funkcjach porównywane i dyskutowane są w pracy [7].

Zainteresowanego czytelnika można odesłać do prac [8] i [9], zawierających ogólne rozważania dotyczące stabilizatorów systemowych i ich projektowania, oraz do raportów [10] i [11], dokonujących oceny stosowanych metod syntezy. Wartościowe rozważania praktyczne można również znaleźć w pracach [12] i [13].

Idea idealnego stabilizatora systemowego dotyczy stabilizatora, który zgodnie z definicją zawartą w [3] i [11] wytwarza tylko moment tłumiący, co oznacza, że transmitancja pomiędzy prędkością wirnika i momentem elektromagnetycznym jest liczbą (funkcją) rzeczywistą dla częstotliwości kołysań elektromechanicznych.

W ogólności stabilizator systemowy powinien zapewniać odpowiednie tłumienie kołysań elektromechanicznych poprzez wytwarzanie tylko momentu tłumiącego lub przez wytwarzanie momentu tłumiącego i synchronizującego. W pewnych warunkach ruchowych (konfiguracja systemu i obciążenie elementów systemu elektroenergetycznego) wytwarzanie przez stabilizator systemowy pewnego momentu synchronizującego, szczególnie dla niskich częstotliwości kołysań elektromechanicznych, tj. wtedy gdy moment synchronizujący wytwarzany przez maszynę i regulator napięcia stają się małe, może być pożądane. Niestety, nie istnieje ogólna odpowiedź na pytanie: kiedy i w jakim stopniu stabilizator systemowy powinien wytwarzać moment synchronizujący.

Testy przeprowadzane na modelach systemów wielomaszynowych [5] pokazują, że nieidealny stabilizator systemowy, w przeciwieństwie do idealnego, może zwiększać lub zmniejszać tłumienie określonych modów kołysań elektromechanicznych. W praktyce systemowej stosuje się zasadę projektowania stabilizatora systemowego zbliżonego do idealnego, ale nieco niedkompensowanego [12]. Dlatego celem niniejszego artykułu jest wyprowadzenie na drodze analitycznej zależności pozwalających na określanie wartości parametrów stabilizatora systemowego idealnego. Ponieważ proponowana metoda jest oparta na uproszczonym modelu liniowym generatora synchronicznego (modelu jednomaszynowym), można się spodziewać, że zastosowanie tak zaprojektowanego stabilizatora w układzie rzeczywistym lub do rzeczywistego zbliżonym spowoduje pewną degradację własności dynamicznych stabilizatora, a w tym wystąpienie pewnego niedkompensowania.

Pomimo że projektowanie stacjonarnych stabilizatorów systemowych na podstawie funkcji GEP lub P-Vr jest swego rodzaju standardem i tak zaprojektowane stabilizatory systemowe są z sukcesem użytkowane w systemach elektroenergetycznych, dotychczas nie opracowano metody analitycznego określania wartości ich parametrów. Artykuł niniejszy przedstawia taką metodę.

SYNTEZA STABILIZATORA SYSTEMOWEGO Aby osiągnąć powyższy cel, tj. syntezę stabilizatora idealnego, rozważmy model systemu jednomaszynowego, jak na rys. 1. Załóżmy ponadto, że generator synchroniczny wyposażony jest, oprócz regulatora napięcia generatora, w stabilizator systemowy wykorzystujący prędkość kątową wirnika Δω jako sygnał wejściowy.

Sygnał ten uzyskiwany jest z idealnego filtra F, którego sygnał wejściowy Δη na tym etapie rozważań nie jest definiowany.

Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia

4

4

4 85 4

Rys. 1. Liniowy model układu jednomaszynowego z regulatorem napięcia (RN) i stabilizatorem systeRys. 1. Liniowy model układu jednomaszynowego z regulatorem napięcia (RN) i stabilizatorem systemowym (PSS), (KD = 0) 1. Liniowy mowymRys. (PSS), (K = 0) model układu jednomaszynowego z regulatorem napięcia (RN) i stabilizatorem systeD

mowym (PSS), (KD = 0) Rys. 1.

Liniowy model układu z regulatorem jednomaszynowego z regulatorem napięcia (RN) Moment elektromagnetyczny ∆Me moŜna zdefiniować jako kąta ∆δ, napięciasystezadanego Rys. 1. Liniowy model układu jednomaszynowego napięcia (RN) i stabilizatorem syste­funkcję mowym (PSS), (KD mocy =i0)stabilizatorem Moment elektromagnetyczny ∆Me moŜna zdefiniować jako funkcję kąta mocy ∆δ, napięcia zadanego = 0) mowym (PSS), (K D ref generatora ∆V oraz prędkości kątowej wirnika generatora ∆ω : Moment elektromagnetyczny ∆Mmożna funkcję ∆δ, napięcia zadanego e moŜna zdefiniować Moment elektromagnetyczny ΔMe jako: jako funkcję kąta kąta mocymocy Δδ, napięcia zadanego generatora ∆Vref oraz prędkości kątowej wirnika zdefiniować generatora ∆ω generatora ΔVref oraz kątowejUwirnika generatora Δω : ∆ω : generatora V Tδprędkości wirnika generatora ∆M ∆ (oraz s ) ⋅ ∆δprędkości + TU ( s ) ⋅ ∆kątowej (1) e = ref ref + TPSS ( s ) ⋅ ∆ω Moment ∆M jako funkcję kąta mocy ∆δ, napięcia zadanego e (moŜna ∆M e = Tδelektromagnetyczny ( s ) ⋅ ∆δ + TU ( s ) ⋅ ∆U ref + TPSS s ) ⋅ ∆ω zdefiniować (1)

(1) ∆M eT =(s), (T s ) ⋅(s), ∆δ T + TU (s) ( s ) ⋅są ∆Upewnymi (transmitancjami s ) ⋅ ∆ω (1) ref + TPSS gdzie zaleŜnymi od parametrów obiektu K1-K6, T3 oraz od generatora ∆Vδ refTδ oraz kątowej wirnika generatora ∆ω : U prędkości PSS gdzie Tδ(s), TU(s), TPSS(s) są pewnymi transmitancjami zaleŜnymi od parametrów obiektu K1-K6, T3 oraz od transmitancji regulatora napięcia generatora synchronicznego Gex(s) oraz transmitancji stabilizatora gdzie (s), (s) są pewnymi zaleŜnymi od parametrów obiektu K1-K6, T3 oraz od PSS ∆MTeT(s), =δregulatora TδT( sT)U(s) ⋅ (s), ∆δsą +Tnapięcia Tpewnymi + TPSS ( stransmitancjami )⋅∆ ω zależnymi (1) U ( s ) ⋅ ∆U ref gdzie Tδ(s), transmitancjami od parametrów K1-K6, T3 oraz od transtransmitancji stabilizatora transmitancji generatora synchronicznego Gex(s) orazobiektu U PSS (s). Co istotne, transmitancja stabilizatora systemowego GPSS(s) występuje tylko w systemowego GPSSgeneratora mitancjitransmitancji regulatora napięcia synchronicznego G (s) oraz transmitancji stabilizatora systemowego transmitancji stabilizatora napięcia generatora synchronicznego Gex(s)G oraz ex Co istotne, transmitancja stabilizatora systemowego systemowego GPSS(s).regulatora PSS(s) występuje tylko w gdzie Tistotne, TPSS(s) są pewnymi transmitancjami od parametrów obiektu Cofunkcji transmitancja stabilizatora systemowego zaleŜnymi GPSS(s) występuje tylko w funkcji T K(s).

GPSS(s). (s). δ(s), TT U(s), 1-K6, T3 oraz od PSS tylko w systemowego GPSS(s). Co istotne, transmitancja stabilizatora systemowego GPSS(s)PSSwystępuje funkcji MomentTelektromagnetyczny wytwarzany przez stabilizator systemowy jest równy: PSS(s). stabilizatora transmitancji napięcia wytwarzany generatora przez synchronicznego Gex(s) orazjesttransmitancji Moment regulatora elektromagnetyczny stabilizator systemowy równy: funkcji TPSS(s).

Moment elektromagnetyczny wytwarzany przez stabilizator systemowy jest równy: systemowego GPSS(s) występuje tylko w systemowego GPSS(s). Co istotne, K K Gex transmitancja ( s )G PSS ( s )(1 + sTstabilizatora

(2) R) Moment przez stabilizator ∆M PSS elektromagnetyczny = TPSS ( sK) ⋅ K ∆ωG= ( s )G2 3wytwarzany ∆ω (2) systemowy jest równy: ( )( 1 + ) s sT 2 3 ex (1 + sT PSS )(1 + sT )R+ K K G ( s ) funkcji R 3 ex ∆M PSS = TPSST( sPSS ) ⋅ (s). ∆ω = ∆3 ω 6(2) s )GKPSSG( s ()(s1) + sTR ) (1 + sTR )(1K+2 K sT33G) ex+ (K 3 6 ex ∆M PSS = TPSS ( s ) ⋅ ∆ω = ∆ω (2) Moment elektromagnetyczny przez stabilizator systemowy jest równy: + sTwytwarzany Po uwzględnieniu(1 w zaleŜności (2) transmitancji stabilizatora systemowego i regulatora napięcia R )(1 + sT3 ) + K 3 K 6G ex ( s ) Po uwzględnieniu zależności (2) transmitancji stabilizatora systemowego i regulatora napięcia generatora Po uwzględnieniuw w zaleŜności (2) transmitancji stabilizatora systemowego i regulatora napięcia K 2 K 3 Gex ( s )G PSS ( s )(1 + sTR ) (s) (zaleŜność 2) moŜna przedstawić w postaci: generatora synchronicznego, transmitancję T PSS (2) ∆MPo = ( ) ⋅ ∆ ω = ∆ ω T s synchronicznego, transmitancję T (s) (zależność 2) można przedstawić w postaci: PSS uwzględnieniu PSS (2) stabilizatora systemowego i regulatora napięcia (1 +wtransmitancję )(PSS 1 + sT3 ) + KT (s) sTRzaleŜności K 6(s) Gtransmitancji 2) moŜna przedstawić w postaci: generatora synchronicznego, 3PSS ex (zaleŜność N generatora synchronicznego, transmitancję TPSS(s) (zaleŜność 2) moŜna przedstawić w postaci: 1 + ∑ ai s i N i 1 i =(2) Po uwzględnieniuTPSS w 1( s+zaleŜności transmitancji stabilizatora systemowego i regulatora napięcia =K (3) ) =∑KaPSS is

(3) N M i =1 j i TPSS ( s ) = K PSS (3)(s) (zaleŜność 2) moŜna przedstawić w postaci: +Ka∑i sb j s 1 +1=∑ M transmitancję generatora synchronicznego, T PSS b s j Mi =1 j =1 = K TPSS ( s )1=+K∑ (3) PSS j j =1 j N 1 + ∑ bjs 1 + ∑ aji=s1i elektromagnetyczny ∆TPSS, wytwarzany przez stabilizator systemowy PSS, Moment (fazor momentu) i =1 ΔTPSS , PSS wytwarzany przezprzez stabilizator systemowy PSS, będzie Moment (fazor momentu) TPSS =K ( s ) = K elektromagnetyczny Moment (fazor momentu) ∆(3) T , wytwarzany stabilizator systemowy PSS, PSS elektromagnetyczny M j będzie w fazie z prędkością (fazorem prędkości) wirnika generatora ∆ω , tzn. uzyskamy idealny stabilizator + s 1 b ∑ w fazie z prędkością (fazorem prędkości) wirnika generatora Δ ω, tzn. uzyskamy idealny stabilizator systemowy, j Moment (fazor momentu) elektromagnetyczny ∆TPSS, wytwarzany przez stabilizator systemowy PSS, j =1 będzie w fazie z prędkością (fazorem prędkości) wirnika generatora ∆ω, tzn. uzyskamy idealny stabilizator gdy transmitancja T (s) będzie liczbą lub funkcją rzeczywistą.

PSS systemowy, gdy transmitancja TPSS(s) będzie liczbą lub funkcją rzeczywistą. będzie w fazie prędkością (fazorem prędkości) wirnika generatora ∆ω, tzn. uzyskamy stabilizator Zależność (3)gdy staje się zrówna liczbie rzeczywistej K, gdy spełniona jest następująca zależność: idealny 5 TPSSelektromagnetyczny (s) będzie liczbą lub np. funkcją rzeczywistą. systemowy, transmitancja Moment (fazor momentu) ∆ T , wytwarzany przez stabilizator systemowy PSS ZaleŜność (3) staje się równa liczbie rzeczywistej K, gdy np. spełniona jest następująca zaleŜność:PSS, systemowy, gdy transmitancja TPSS(s) będzie liczbą lub funkcją rzeczywistą. np. spełniona(4)jest następująca zaleŜność: ZaleŜność (3) staje ∀się równa rzeczywistej ai = bi liczbie (4) K, gdy

będzie w fazie z prędkością (fazorem prędkości) wirnika generatora ∆ω, tzn. uzyskamy idealny stabilizator i =1... N , N = M ZaleŜność (3) staje się równa liczbie rzeczywistej K, gdy np. spełniona jest następująca zaleŜność: systemowy, gdy transmitancja TPSS(s) będzie liczbą lub funkcją rzeczywistą. tzn. gdy współczynniki wielomianu licznika i mianownika transmitancji (3), znajdujące się na tych samych tzn. ZaleŜność gdy współczynniki licznikarzeczywistej i mianownika (3), znajdujące się na zaleŜność: tych samych poK, transmitancji gdy np. spełniona jest następująca (3) staje wielomianu się równa liczbie pozycjach w wielomianach, będą sobie równe.

Spełnienie warunku (4) powoduje, Ŝe rozwaŜanysystezycjach w wielomianach, będą sobie równe. Spełnienie warunku (4) powoduje, że rozważany stabilizator mowy będzie wytwarzał tylko moment tłumiący o stałej, tj. niezależnej wartości, dla dowolnej stabilizator systemowy będzie wytwarzał tylko moment tłumiący o stałej,odtj.częstotliwości niezaleŜnej od częstotliwości częstotliwości kołysań elektromechanicznych. wartości, dla dowolnej częstotliwości kołysań elektromechanicznych.

Synteza rozważanego tu stabilizatora systemowego sprowadza się zatem do określenia parametrów stabilizatora, które spełniają warunek (4).

Synteza rozwaŜanego tu stabilizatora systemowego sprowadza się zatem do określenia parametrów stabilizatora, które spełniają warunek (4).

W celu analitycznego rozwiązania problemu naleŜy przyjąć dodatkowe załoŜenia, a w tym:

86

stabilizatora, które spełniają warunek (4). stabilizatora, które spełniają warunek (4). (4). stabilizatora, które spełniają warunek W celu analitycznego rozwiązania problemu naleŜy przyjąć dodatkowe załoŜenia, a w tym: W celuW analitycznego rozwiązania problemu naleŜy naleŜy przyjąćprzyjąć dodatkowe załoŜenia, a w tym: celu analitycznego rozwiązania problemu dodatkowe załoŜenia, a w tym: Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska • dopuścić rząd wielomianu licznika wyŜszy niŜ wielomianu mianownika transmitancji • dopuścić rząd wielomianu licznikalicznika wyŜszywyŜszy niŜ wielomianu mianownika transmitancji • dopuścić niŜ wielomianu mianownika transmitancji Janusz W.rząd Białekwielomianu / Durham University • dopuścić moŜliwość definiowania parametrów regulatora napięcia generatora przez wyprowadzone • dopuścić moŜliwość definiowania parametrów regulatora napięcia generatora przez przez wyprowadzone • dopuścić moŜliwość definiowania parametrów regulatora napięcia generatora wyprowadzone zaleŜności, tj. w celu spełnienia warunku (4) W celu analitycznego problemu należy(4) przyjąć dodatkowe założenia, a w tym: zaleŜności, tj. w celu spełnienia warunku (4) zaleŜności, tj.rozwiązania w celu spełnienia warunku • pominąć o wielomianu małych stałych czasowych, np. przetwornika pomiarowego • dopuścić rząd elementy wielomianumodelu licznika obiektu wyższy niż mianownika transmitancji •• pominąć elementy modelu obiektu o małych stałych czasowych, np. przetwornika pomiarowego • pominąć elementy modelu obiektu o małych stałych czasowych, przetwornika pomiarowego dopuścić możliwość definiowania parametrów regulatora napięcia generatoranp. przez wyprowadzone napięcia generatora.

zależności, tj. w celu spełnienia warunku (4) napięcia generatora. napięcia generatora.

• pominąć elementy modelu obiektu o małych stałych czasowych, np. przetwornika pomiarowego W celu weryfikacji zaproponowanej metody syntezy stabilizatora systemowego przyjmijmy,napię- Ŝe generator W celu cia generatora. weryfikacji zaproponowanej metody syntezy stabilizatora systemowego przyjmijmy, Ŝe generator W celu weryfikacji zaproponowanej metody syntezy stabilizatora systemowego przyjmijmy, Ŝe generator synchroniczny jest w statyczny układ wzbudzenia i regulacji napięcia typuże IEEE ST1A, tj. jak W celu weryfikacjiwyposaŜony zaproponowanej metody syntezy stabilizatora systemowego przyjmijmy, generator synchroniczny wyposaŜony jest w statyczny układ wzbudzenia i regulacji napięcia typu IEEE ST1A, tj. jak tj. jak synchroniczny wyposażonywyposaŜony jest w statyczny wzbudzenia napięcia typu IEEE ST1A,typu tj. jak przedsynchroniczny jest układ w statyczny układi regulacji wzbudzenia i regulacji napięcia IEEE ST1A, przedstawiony na rys. 2. stawiony na rys. 2. na rys. 2. przedstawiony przedstawiony na rys. 2.

Rys. 2. Model statycznego układu wzbudzenia i regulacji napięcia typu IEEE ST1A Rys. 2.Rys. Model statycznego układu wzbudzenia i regulacji napięcia typu IEEE 2. Model statycznego układu wzbudzenia i regulacji napięcia typuST1A IEEE ST1A Rys. 2. Model statycznego układu wzbudzenia i regulacji napięcia typu IEEE ST1A Załóżmy ZałóŜmy wstępnie wstępnie transmitancję stabilizatora systemowego o postaci jak (5): jak (5): transmitancję stabilizatora systemowego o postaci ZałóŜmy wstępnie transmitancję stabilizatora systemowego o postaci jak (5):jak (5): ZałóŜmy wstępnie transmitancję stabilizatora systemowego o postaci (1 + sTa )(1 + sTb )(1 + sTc ) (5) GPSS ( s ) = K(1PSS + sTa )(1 + sTb )(1 + sTc ) (1 + sT1a +)(1sT+d sTb )(1 + sTc )(5) GPSS ( s ) = K PSS

(5) (5) GPSS ( s ) = K PSS 1 + sTd 1 + sTd

Ponadto pomińmy dynamikę przetwornika pomiarowego napięcia generatora, przyjmując R = 0.

Ponadto pomińmy dynamikę przetwornika pomiarowego napięcia generatora, przyjmując TR = 0.T =T0.

Ponadto pomińmy dynamikę przetwornika pomiarowego napięcia generatora, przyjmując R Ponadto pomińmy dynamikę przetwornika pomiarowego napięcia generatora, przyjmując TR = 0.

Dla tak zdefiniowanego obiektu parametry wytwarzającegowytwarzającego tylko moment tłumiący Dla tak zdefiniowanego obiektustabilizatora parametry systemowego stabilizatora systemowego tylko moment Dla tak zdefiniowanego obiektuobiektu parametry stabilizatora systemowego wytwarzającego tylko moment określone są następującymi zależnościami: Dla tak zdefiniowanego parametry stabilizatora systemowego wytwarzającego tylko moment tłumiący określone są następującymi zaleŜnościami: tłumiący określone są następującymi zaleŜnościami: 6 tłumiący określone są następującymi zaleŜnościami: T

F Ta = T A , Tb = TTBT, Tc = TF

(6) T,ATTTBd = TF(6) (6) ,T F=T=bT=KT3,KB 6,T TA=cTB= ,, TFT1==+T AK+3 KTT6,BK Ad = F−T TCT=a =T3T,A K F T (7) , (6) = T a A b T B 1 + Kc3 K 6 K A d F 3 1 + K K 6 KTA3 6 Równocześnie pewne parametry regulatora3napięcia generatora muszą być równe: Równocześnie pewne parametry regulatora napięcia generatora muszą być równe: Równocześnie pewne regulatora napięcia generatorasystemowy. muszą być równe: Wówczas zaleŜności i (7) definiują idealny stabilizator T T(6)parametry Ttzw. regulatora AT B K F = K 3 K 6 A Bpewne TC = T3 ,Równocześnie , TF = Tparametry (7) napięcia generatora muszą być równe: A + TB − T3 T TATB momentu T ATB Współczynnik będący miarą wytwarzanego TC = TK, , TF = T3A + Ttłumiącego (7)

(7) przez stabilizator systemowy, jest B − 3 , K F = K3K6 T3 T3 wówczas równy: (6) i (7) definiują tzw. idealny stabilizator systemowy.

Wówczas zaleŜności

6

Wówczas zaleŜności (6)momentu i (7) definiują tzw. idealny stabilizatorprzez systemowy.

Współczynnik K, będący tłumiącego wytwarzanego stabilizator systemowy, jest Kmiarą K3K A K Wówczas zależności (6) PSS tzw. idealny stabilizator systemowy.

(8) K =i (7)2 definiują 1 + będący Kmomentu Współczynnik K, momentuwytwarzanego tłumiącego wytwarzanego stabilizator systemowy, jest Współczynnik K, będący miarą tłumiącego przez stabilizatorprzez systemowy, jest wówczas 3 K 6 K A miarą wówczas równy: równy: wówczas równy: W rzeczywistości Kregulator K K K napięcia generatora synchronicznego z rys. 2 dość często występuje w jednej z (8) K = 2 3 A PSS

(8) 1 + K(struktur): 3 K 6 K AK 2 K 3 K A K PSS następujących postaci (8) K= 1 + K3K6 K A

• z pętlą sprzęŜenia zwrotnego bez bloku TGR (Transient Reduction Gain) (TBw jednej = Tjednej W rzeczywistości regulator napięcia generatora z rys. często F ≠ 0) alesynchronicznego C) z naW rzeczywistości regulator napięcia (K generatora synchronicznego z rys.22dość dość częstowystępuje występuje w z stępujących postaci (struktur): W rzeczywistości napięcia generatorazwrotnego synchronicznego z rys. 2 dość często występuje w jednej z • z blokiem TGR(struktur): (TB ≠ regulator TC), ale bez pętli sprzęŜenia (KF = 0). następujących postaci • z pętlą sprzężenia zwrotnego (KF ≠ 0), ale bez bloku TGR (Transient Reduction Gain) (TB = TC) następujących (struktur): przypadku, dla synchronicznego z(Kregulatorem napięcia bez bloku • pierwszym z blokiem TGR (Tpostaci ≠ TC),tj.(K ale sprzężenia zwrotnego =Reduction 0).

• zW pętlą sprzęŜenia zwrotnego ≠generatora 0)pętli ale bez bloku TGR (Transient Gain) (Tgeneratora F bez B = TC) B F W pierwszym przypadku, tj. dla generatora synchronicznego z regulatorem napięcia generatora bez bloku TGR • swojej z pętląstrukturze, sprzęŜeniaparametry zwrotnegostabilizatora (KF ≠ 0) ale systemowego bez bloku TGR (Transientnapięcia Reduction Gain) (T B = TC) w i regulatora definiują następujące •w swojej zTGR blokiem TGR (T ≠ T ), ale bez pętli sprzęŜenia zwrotnego (K = 0).

B C F strukturze, parametry stabilizatora systemowego i regulatora napięcia definiują następujące zależności: • z przypadku, blokiem TGR TC), ale bez pętli sprzęŜeniaz zwrotnego (Knapięcia zaleŜności: F = 0). generatora bez bloku W pierwszym tj. (T dlaB ≠ generatora synchronicznego regulatorem W pierwszym tj. dla generatora synchronicznego z regulatorem napięcianastępujące generatora bez bloku TGR w swojej strukturze,przypadku, parametry stabilizatora systemowego i regulatora napięcia definiują T3

(9) , Tc = Td (9) Ta = T A , Tb = 1 + K 3 K 6 K A parametry stabilizatora systemowego i regulatora napięcia definiują następujące zaleŜności:TGR w swojej strukturze, zaleŜności: K F = K3K T36T A , TF = T3 , Tc = Td (9) Ta = T A , Tb = 1 + Ktj. T3 3 Kdla 6 K Ageneratora W drugim przypadku, synchronicznego z regulatorem napięcia generatora z blokiem TGR , Tc = Td (9) Ta = T A , Tb = 1 + K3K6 K A w swojej strukturze stabilizatora systemowego i regulatora napięcia definiują zaleŜności: K F = K 3 Kparametry 6T A , TF = T3

Ta = T A , Tb =

T3 , Tc = Td 1 + K3K6 K A

(9)

Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia

K F = K 3 K 6T A

, TF = T3

87

W drugim przypadku, tj. dla generatora synchronicznego z regulatorem napięcia generatora z blokiem TGR W drugim przypadku, tj. dla generatora synchronicznego z regulatorem napięcia generatora z blokiem TGR w swojejparametry strukturzestabilizatora parametry stabilizatora i regulatora napięcia definiują zaleŜności: w swojej strukturze, systemowegosystemowego i regulatora napięcia definiują zależności: TB

, Td = TC = T3 + TA (10) Ta = TA , Tb = T3 , Tc = 1 + K3K6 K A

(10)

przypadku drugim, wz pierwszym, porównaniu ztj.pierwszym, tj. dladefiniowanych regulatorów definiowanych przez zaleŜności (6) i W przypadkuWdrugim, w porównaniu dla regulatorów przez zależności (6) i (7) oraz przez (9), definiowane zależnością (10) prowadzą do spełniania warunków a1 = b1, warunków a1 = b1, (7)stałe orazczasowe przez (9), stałe czasowe definiowane zaleŜnością (10) prowadzą do spełniania a3 = b3 [zależność (4)], ale nie umożliwiają spełnienia warunku a2 = b2. Oznacza to, że tak określony stabilizator (4)], momentu ale nie umoŜliwiają spełnienia warunku a2 = b2. Oznacza to, jednak Ŝe tak określony a3 = b3 [zaleŜność systemowy wytwarza również, oprócz tłumiącego, pewien moment synchronizujący.

Ponieważ część urojonastabilizator transmitancji TPSS jest proporcjonalna do a2oprócz – b2 ≈ Tmomentu T , gdzie tłumiącego, wartość TA jest mała,moment urojona synchronizujący. część systemowy wytwarza równieŜ, pewien 3 A transmitancji TPSS i równocześnie moment synchronizujący są również małe.

PoniewaŜ jednak część urojona transmitancji T jest proporcjonalna do a2 - b2 ≈ T3TA, gdzie wartość TA W celu uzyskania realizowalności stabilizatora systemowegoPSS rząd wielomianu licznika jego transmitancji nie może być większy od rzędu wielomianu mianownika.

Abyi równocześnie to uzyskać, tj. moment doprowadzić do stanu, w którym rządmałe. jest mała, urojona część transmitancji TPSS synchronizujący są równieŜ wielomianu licznika i mianownika transmitancji stabilizatora systemowego będą równe, należy uzupełnić miaW celu uzyskania realizowalności stabilizatora systemowego rząd wielomianu licznika jego transmitancji nownik transmitancji z zależności (5) do postaci jak poniżej: 7 nie moŜe być większy od rzędu wielomianu mianownika. Aby to uzyskać, tj. doprowadzić do stanu, w (1 + sTa )(1 + sTb )(1 + sTc )

(11) którym wielomianu licznika i mianownika transmitancji stabilizatora systemowego będą równe, (11) G ( s ) =rząd K PSS

PSS

(1 + sTd )(1 + sTe )(1 + sT f )

naleŜy uzupełnić mianownik transmitancji z zaleŜności (5) do postaci jak poniŜej: być na tylebyć małe, = Tf < (s) nie Wartości stałych czasowych Te i Tf powinny na np. tyleTemałe, np.0,01 Te s, = aby Tf <w transmitancji 0,01 s, aby w Gtransmitancji Wartości stałych czasowych Te i Tf powinny PSS powodować znaczącego przesunięcia fazy z zakresu częstotliwości odpowiadających częstotliwościom kołysań GPSS(s) nie powodować znaczącego przesunięcia fazy z zakresu częstotliwości odpowiadających elektromechanicznych w systemie elektroenergetycznym, tj. 0,1–2,5 Hz. Powyższa modyfikacja transmitancji częstotliwościom kołysań elektromechanicznych w systemie elektroenergetycznym, tj. 0,1–2,5 Hz. stabilizatora systemowego praktycznie nie zmniejsza efektywności rozważanego stabilizatora systemowego.

PowyŜsza modyfikacja transmitancji stabilizatora systemowego praktycznie nie zmniejsza efektywności Wyprowadzone zależności pozwalają na sformułowanie następujących uwag: rozwaŜanego stabilizatorasystemowego systemowego.

• Parametry stabilizatora i regulatora napięcia generatora definiowane przez powyższe zależności, pozwalające stabilizatorowi systemowemu wytwarzać tylko moment tłumiący, zależą od punktu Wyprowadzone zaleŜności pozwalają na sformułowanie następujących uwag: pracy generatora synchronicznego, parametrów maszyny i impedancji zewnętrznej (widzianej z szyn ge• neratora Parametry stabilizatora systemowego i regulatora napięcia generatora definiowane przez powyŜsze synchronicznego).

• Powyższe zależności związane są z eliminowaniem się zer i biegunów Przykładowo, zaleŜności, pozwalające stabilizatorowi systemowemu wytwarzaćtransmitancji. tylko moment tłumiący, pewne zaleŜą od stałe czasowe w liczniku transmitancji stabilizatora systemowego są równe stałym czasowym mianownika punktu pracy generatora synchronicznego, parametrów maszyny i impedancji zewnętrznej (widzianej z regulatora napięcia lub obwodu wzbudzenia maszyny (i odwrotnie). Sposób określania niektórych stałych szyn generatora czasowych wydajesynchronicznego). się intuicyjny, podczas gdy sposób definiowania innych stałych czasowych i współczynwzmocnienia w pętlizwiązane sprzężeniasązwrotnego nie jest jużsię takzer oczywisty.

• nika PowyŜsze zaleŜności z eliminowaniem i biegunów transmitancji. Przykładowo, • Zależności (7), (9) i (10) określają wartości niektórych parametrów regulatora napięcia, które pozwalają pewne stałe czasowe w liczniku transmitancji systemowego równe stałym czasowym stabilizatorowi systemowemu PSS na optymalność.stabilizatora Powyższe, tj. konieczność są modyfikacji wartości nastaw regulatora napięcia, może być traktowane jako ograniczenie proponowanej metody.

Należy jednak mianownika regulatora napięcia lub obwodu wzbudzenia maszyny (i odwrotnie). Sposób określania podkreślić, że wartości parametrów regulatora napięcia, obliczone za pomocą powyższych zależności, niektórych stałych czasowych wydaje się intuicyjny, podczas gdy sposób definiowania innych stałych często są bliskie nastawianym w regulatorach rzeczywistych. Parametry regulatora napięcia generatora, czasowych i współczynnika pętli sprzęŜenia zwrotnego jest juŜ tak oczywisty. określone przez zależności (7),wzmocnienia (9) oraz (10),wpozwalają na poprawną pracęnie generatora synchronicznego po wyłączeniu stabilizatora oraz jego wydzieleniuregulatora się z pracy w systemie • również ZaleŜności (7), (9) i (10) określająsystemowego wartości niektórych parametrów napięcia, któreelektropozwalają energetycznym. systemowemu na optymalność.

PowyŜsze,własności tj. konieczność modyfikacji wartości W stabilizatorowi przypadku regulatora napięciaPSS bez pętli sprzężenia zwrotnego dynamiczne obiektu mogą być niezależnie kształtowane KA i TB, jako które ograniczenie nie są definiowane przez zaproponowane nastaw regulatora napięcia,przez moŜeparametry być traktowane proponowanej metody. NaleŜy zależności. W przypadku regulatora napięcia z pętlą sprzężenia zwrotnego, ale bez bloku TGR, własności jednak podkreślić, Ŝe wartości parametrów regulatora napięcia, obliczone za pomocą powyŜszych dynamiczne obiektu mogą być niezależnie kształtowane tylko za pomocą współczynnika wzmocnienia KA, zaleŜności,dynamiczne często są bliskie regulatorach Parametry regulatora napięcia a własności obiektunastawianym pracującego w poza systemem rzeczywistych. elektroenergetycznym (w tym na potrzeby własne) względnie silnie zależą stałej czasowej Im mniejsza jest jej wartość, tym lepsze własności generatora, określone przez od zaleŜności (7), (9)TA.oraz (10), pozwalają na poprawną pracę generatora dynamiczne obiektu. synchronicznego równieŜ stabilizatora po wyłączeniu stabilizatorazależą systemowego oraz jego wydzieleniu się napięz pracy w • Wartości stałych czasowych systemowego od wartości parametrów regulatora cia generatora oraz od stanu pracy generatora. systemie elektroenergetycznym.

W przypadku regulatora napięcia bez pętli sprzęŜenia zwrotnego własności dynamiczne obiektu mogą być niezaleŜnie kształtowane przez parametry KA i TB, które nie są definiowane przez zaproponowane

88

Zmienność parametrów obiektu (współczynników K1-K6) w funkcji zmienności punktu pracy generatora Zmienność stałych czasowych stabilizatora systemowegoww funkcji[2]stałej T3 jest i wartości impedancji zewnętrznej jest dyskutowana pracach i [3] iczasowej nie będzieobiektu tu powtarzana. mało wraŜliwa na punkt pracy generatora i bardziej wraŜliwa względnie mała. Stała czasowa T3 jest stabilizatora Zmienność stałych czasowych systemowego w funkcji stałej czasowej obiektunaT jest Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

3

w zaleŜności wartość impedancji (szczególnie rezystancji) zewnętrznej. stałejgeneratora czasowej iTcbardziej Janusz W.mała.

Białek / Durham University wraŜliwaZmienność na punkt pracy wraŜliwa na względnie Stała czasowa T3 jest mało w zaleŜności (9) jest duŜa tylko dla punktów pracy generatora (6) i (10) oraz stałej czasowej T b wartość impedancji (szczególnie rezystancji) zewnętrznej. Zmienność stałej czasowej Tc w zaleŜności Zmienność parametrów obiektu (współczynników K1-K6) w funkcji lokalnej zmienności punktupracującego pracy generatora synchronicznego, ulokowanych w pobliŜu stabilności obiektu tylko z zaleŜności (9) [2] jesti [3] duŜa tylko dlatupunktów pracy generatora (6) impedancji i (10) orazzewnętrznej stałej czasowej Tb wgranicy i wartości jest dyskutowana w pracach i nie będzie powtarzana. regulatorem napięcia. jest względ- tylko z Zmienność stałych czasowych stabilizatora w funkcji stałej czasowej synchronicznego, ulokowanych w systemowego pobliŜu granicy stabilności lokalnejobiektu obiektuT3 pracującego nie mała. Stała czasowa T3 jest mało wrażliwa na punkt pracy generatora i bardziej wrażliwa na wartość regulatorem napięcia.

Zadanie określenia współczynnika wzmocnienia systemowego zadaniem niezaleŜnym impedancji (szczególnie rezystancji) zewnętrznej.stabilizatora Zmienność stałej czasowej jest Tc w zależności (6) i (10) orazod stałej czasowejmetody Tb w zależności (9) stałych jest dużaczasowych tylko dla punktów pracy generatora ulokoprzedstawionej określania stabilizatora.

Zadanie to,synchronicznego, szczególnie w niezaleŜnym systemie Zadanie określenia współczynnika wzmocnienia stabilizatora systemowego jest zadaniem od wanych w pobliżu granicy stabilności lokalnej obiektu pracującego tylko z regulatorem napięcia. wielomaszynowym, jest zadaniem łatwym.

Jestczasowych ono realizowane w róŜnoraki sposób, a w tym w sposób przedstawionejniemetody określania stałych stabilizatora.

Zadanie to, szczególnie w systemie ZadaniepowyŜej. określenia współczynnika wzmocnienia stabilizatora systemowego jest zadaniem niezależnym od pokazany wielomaszynowym, nie jest zadaniem łatwym. Jest ono realizowane w róŜnoraki sposób, a w tym w sposób przedstawionej metody określania stałych czasowych stabilizatora. Zadanie to, szczególnie w systemie wieloPoniŜej przedstawiono prosty sposób określania współczynnika wzmocnienia stabilizatora systemowego. pokazany powyŜej. maszynowym, nie jest zadaniem łatwym. Jest ono realizowane w różnoraki sposób, a w tym w sposób pokazany (s) jest Dla obiektu rys. 1 równanie ruchu, biorąc pod uwagę (1) i zakładając, Ŝe transmitancja TPSSsystemowego. powyżej.

PoniŜejz przedstawiono prosty sposób określania współczynnika wzmocnienia stabilizatora Poniżej przedstawiono prosty sposób określania współczynnika wzmocnienia stabilizatora systemowego. funkcjąDla rzeczywistą, stabilizator systemowy jest idealny, moŜna(1) napisać w postaci:Ŝe transmitancja T (s) jest obiektu z tj.rys.

1 równanie ruchu, biorąc pod uwagę i zakładając, Dla obiektu z rys.

1 równanie ruchu, biorąc pod uwagę (1) i zakładając, że transmitancja TPSS(s) jest funkcją rze-PSS czywistą, tj. stabilizator systemowy jest idealny, można napisać w postaci: ω0 ω TPSS TδDrzeczywistą, T ω s 2 ∆δ + (funkcją + ) s∆δ + δS 0 tj. ∆δstabilizator = 0 ( ∆T − Tsystemowy ∆V ) (12) jest idealny, moŜna napisać w postaci: 2H j

2 H jω

2H j

2H j

m

V

ref

ω T T ω T ω

(12) s 2 ∆δ + ( PSS + δD 0 ) s∆δ + δS 0 ∆δ = 0 ( ∆Tm − TV ∆Vref ) (12) 2 H 2 H ω 2 H 2 H j zaleŜnymi j j j gdzie TδS i TδD są od częstotliwości składowymi transmitancji Tδ(s), definiującymi odpowiednio

momenty synchronizujący i tłumiący, przez maszynę itransmitancji regulator napięcia i T od częstotliwości składowymi transmitancji Tδ(s), definiującymi odpowiednio gdzie TδS gdzie TδδD Tδzależnymi od wytwarzane częstotliwości składowymi Tδ(s), generatora. definiującymi odpowiednio S isą D są zaleŜnymi momenty synchronizujący i tłumiący,elementu wytwarzane przez maszynę i regulator napięcia generatora.

Równanie (12) jest równaniem (obiektu) oscylacyjnego 2. rzędu.

Dla takiego elementu (obiektu) momenty synchronizujący i tłumiący, wytwarzane przez maszynę i regulator napięcia generatora.

Równanie (12) jest równaniem elementu (obiektu) oscylacyjnego 2. rzędu. Dla takiego elementu (obiekwspółczynnik wzmocnienia stabilizatora systemowego, przyjmując (8), moŜnaDla obliczyć jako funkcję Równanie (12) jest równaniem (obiektu) oscylacyjnego 2. rzędu. takiego elementu tu) współczynnik wzmocnienia stabilizatoraelementu systemowego, przyjmując (8), można obliczyć jako funkcję wyma-(obiektu) ganego współczynnika wzmocnienia ξ z zależności: ξ z zaleŜności: wymaganego współczynnika wzmocnienia współczynnik wzmocnienia stabilizatora systemowego, przyjmując (8), moŜna obliczyć jako funkcję 1 + K 3 K 6współczynnika KA ω ξ z zaleŜności: (13) wymaganego wzmocnienia

K PSS = ( 2ξ 2 H jω0 TδS − TδD 0 ) (13)

ω K2 K3K A 1 + K 3K6 K A ω K PSS = ( 2ξ 2 H jω0 TδS − TδD 0 ) ω K K K Współczynnik wzmocnienia 2 3 A KPSS jest tu nieliniową

(13) funkcją parametrówobiektu, obiektu,stanu stanupracy pracy obiektu oraz Współczynnik wzmocnienia KPSS jest tu nieliniową funkcją parametrów obiektu oraz częstotliwości oscylacji. częstotliwości oscylacji.

Współczynnik wzmocnienia KPSS jest tu nieliniową funkcją parametrów obiektu, stanu pracy obiektu oraz częstotliwości oscylacji.

WERYFIKACJA STABILIZATORA SYSTEMOWEGO W UKŁADZIE JEDNOMASZYNOWYM STABILIZATORA SYSTEMOWEGO W UKŁADZIE IV.Poprawność WERYFIKACJA zaproponowanej metody zweryfikowano wstępnie JEDNOMASZYNOWYM w układzie jednomaszynowym, wykorzystując generator G2 według danych zawartych w załączniku. Generator synchroniczny jest tu wyposażony w staPoprawność metodytypu zweryfikowano wstępnie JEDNOMASZYNOWYM w układzie jednomaszynowym, ERYFIKACJA STABILIZATORA SYSTEMOWEGO W sprzężenia UKŁADZIE IV.wzbudzenia Wzaproponowanej tyczny układ i regulacji napięcia ST1A, bez pętli zwrotnego.

Impedancję zewnętrzną, wykorzystując rozumianą tu jako impedancję z szyn górnego napięcia transformatora blokowego, przyjęto równą generator G2 widzianą według danych w załączniku.

Generator synchroniczny jest tu Poprawność zaproponowanej metodyzawartych zweryfikowano wstępnie w układzie jednomaszynowym, Zs = 0,007 + j0,08 (wyrażoną w jednostkach względnych, odniesionych do danych znamionowych generatora). wyposaŜony w statyczny układ wzbudzenia i danych regulacjizawartych napięcia typu ST1A, bez pętli sprzęŜenia zwrotnego. wykorzystując generator G2i kąt według w załączniku.

Generator synchroniczny Na rys.

3 przedstawiono moduł transmitancji TPSS(s) w funkcji mocy biernej generatora i częstotli- jest tu wości dla wyposaŜony pracy generatora ze znamionową mocą czynną.

Wartości parametrów stabilizatora systemowego w statyczny układ wzbudzenia i regulacji napięcia typu ST1A, bez pętli sprzęŜenia zwrotnego. i regulatora napięcia generatora obliczano z zależności (10), niezależnie dla każdego punktu pracy generatora.

Współczynnik wzmocnienia stabilizatora systemowego KPSS przyjęto równy jedności.

Wyniki obliczeń przedstawione na rys. 3 wskazują, że stabilizator systemowy wytwarza praktycznie tylko moment tłumiący, ponieważ kąt transmitancji TPSS(s) jest bliski zeru. Uzasadnia to wcześniejsze stwierdzenie o małym wpływie czynnika (a2 – b2). Widać, że wpływ ten jest większy dla małych częstotliwości. Wówczas stabilizator systemowy wytwarza mały ujemny moment synchronizujący. Dla większych częstotliwości stabilizator wytwarza mały dodatni moment synchronizujący. Moduł transmitancji prawie nie zależy od częstotliwości, natomiast rośnie ze spadkiem obciążenia generatora mocą bierną. Gwałtowny wzrost jest widoczny dla obciążeń generatora mocą bierną w pobliżu granicy stabilności lokalnej, tj. dla obciążenia pojemnościowego, co należy uznać za cechę pozytywną.

Przy zastosowaniu parametrów stabilizatora systemowego i regulatora napięcia, zdefiniowanych zależnościami (6), (7) lub zależnością (9), kąt transmitancji TPSS(s) jest równy zeru dla wszystkich częstotliwości i każdego punktu pracy generatora.

stabilności lokalnej, tj. dla obciąŜenia pojemnościowego, co naleŜy uznać za cechę pozytywną.

Przy zastosowaniu parametrów stabilizatora systemowego i regulatora napięcia, zdefiniowanych Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego

jest równy zeru dla wszystkich zaleŜnościami (6), (7) lub dla zaleŜnością kąt transmitancji TPSS(s) układem generatora(9), synchronicznego ze statycznym wzbudzenia częstotliwości i kaŜdego punktu pracy generatora.

150 100

50 0

0 0,4 0,8 1,2 1,6 2 2,4 2,8 3,2 f [Hz]

0 0 ,3 0,6 0,9

-0,3

π�(Tpss)

|Tpss|

200

Q [j.w.]

0,05 0,03 0,01 -0,01 -0,03 -0,05

89

0,9 0,6 0,3

0 0,4 0,8 1,2 1,6 2 2,4 2,8 3,2

dynamicznych obiektu dla innych punktów pracy obiektu.

0 -0,3

Q [j.w.]

f [Hz]

Rysunek 4 pokazuje, Ŝe w przypadku regulatora (stabilizatora systemowego i regula

Rys. 3. Moduł i kąt (w radianach) transmitancji TPSS(s) w funkcji częstotliwości i mocy biernej dla zmiennych parametrów stabilizatora systemowego oddalanie się od punktu pracy, dla którego obliczono parametry regulato , KPSS = 1 i regulatora napięcia generatora, dla Pg = Pgnstacjonarnego 10

20 10 0

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

2 2,4 2,8 3,2

0,3 0 -0,3 Q [j.w.]

-1,5

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

2,4 2,8 3,2

0 0 -0,3

0

0,9 częstotliwości i mo 0,9 i kąt (w radianach) transmitancji T (s) w funkcji Rys. 4. Moduł PSS -0,5

π�(Tpss)

|T pss|

-1

f [Hz]

f [Hz]

50 40 30 20 10 0

�(Tpss)

|T pss|

Rys. 3. Moduł i kąt (w radianach) transmitancji TPSS(s) w funkcji częstotliwości i mocy biernej dla odchylanie siętransmitancji własności stabilizatora systemowego(10) od dla teoretycznie idealnych, Następny rysunek przedstawia składowe obliczone z zależności syste- tj. prowadz zmiennych parametrów stabilizatora systemowego i regulatora napięcia generatora, dla Pstabilizatora g = Pgn, KPSS = 1 dynamicznych obiektu dla innych punktów pracy obiektu. mowego i regulatora napięcia w postaci Wykorzystano tumoment obiekt, w którym parametry którymstacjonarnej. stabilizator wytwarza pewien synchronizujący.

Ten stabilizatora moment synchronizujący systemowego i regulatoraŜenapięcia są niezmienne (obliczone dla generatora obciążonego mocą znamionową Rysunek 4 pokazuje, w przypadku regulatora (stabilizatora systemowego i regulatora napięcia) momentu synchronizującego, wytwarzanego przez maszynę i regulator napięcia. W rozwaŜan czynną i bierną), gdy ma miejsce silne powiązanie generatora z systemem elektroenergetycznym [3]. Takie stacjonarnego oddalanie się odjest punktu pracy, dla którego obliczono parametry regulatora, powoduje Następny rysunek przedstawia składowe transmitancji obliczone z zaleŜności (10) dla stabilizatora tomałą cecha negatywna, poniewaŜ szczególnie dlaobiektu niskich częstotliwości kołysań elektrom podejście powoduje bowiem względnie degradację własności dynamicznych dla innych punktów pracy obiektu. odchylanie sięi własności systemowego odwytwarzany teoretycznie idealnych, tj. prowadzi doparametry stanu, moment synchronizujący przez maszynę i regulator napięcia mogąwstać się mał systemowego regulatora stabilizatora napięcia w postaci stacjonarnej.

Wykorzystano tu obiekt, w którym Rysunek 4 pokazuje, że w przypadku regulatora (stabilizatora systemowego i regulatora napięcia) stacjoktórym stabilizator pewien moment synchronizujący.

Ten dodaje się do (s)regulatora, zmniejszanie się wartości momentu tłumiącego je małych wartości kąta transmitancji TPSSmoment stabilizatora systemowego i regulatora napięcia są obliczono niezmienne (obliczone dla synchronizujący generatora obciąŜonego mocą narnego oddalanie sięwytwarza od punktu pracy, dla którego parametry powoduje odchylanie się własności od teoretycznie idealnych, tj. prowadzi do stanu, w którym sytuacji momentustabilizatora synchronizującego, wytwarzanego przez maszynę i regulator napięcia.

W rozwaŜanej nie kompensowane przez wzrost modułu transmitancji Tgeneratora PSS(s). znamionową czynnąsystemowego i bierną), gdy na miejsce silne powiązanie z stabilizator systemem wytwarza pewien moment synchronizujący. Ten moment synchronizujący dodaje się do momentu synchronizujest towytwarzanego cecha negatywna, szczególnie dla niskich częstotliwości kołysań elektroenergetycznym [3].poniewaŜ Takie podejście powoduje bowiem względnie małą degradację własności jącego, przez maszynę i regulator napięcia.

W rozważanej sytuacji nie jestelektromechanicznych to cecha negatywna, ponieważ dla niskich częstotliwości kołysań ielektromechanicznych moment synchronizujący wymoment szczególnie synchronizujący wytwarzany przez maszynę regulator napięcia mogą stać się małe. W obszarze twarzany przez maszynę i regulator napięcia mogą stać się małe. W obszarze małych wartości kąta transmitancji zmniejszanie wartości momentu tłumiącego jest (częściowo) wartości kąta T50PSS(s)tłumiącego Tmałych (s) zmniejszanie się transmitancji wartości momentu jestsię (częściowo) kompensowane przez wzrost modułu 0 PSS 40 0,9 transmitancji TPSS(s).

-0,5 kompensowane przez wzrost modułu30transmitancji TPSS(s).

0,6

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

0,6 0,6 0,3 0,3 stacjonarnego stabilizatora -1systemowego i regulatora napięcia, dla Pg = Pgn. Wartośc 0 0 -1,5 -0,314,66 -0,3 napięcia: = 1170, T = 0,01 s, T = 1,72 s, T = s. Wartości parametró regulatora K Q [j.w.]

A A C B Q [j.w.]

0 0,4 0,8 1,2 1,6 2 2,4 2,8 3,2 2 2,4 2,8 3,2

f [Hz]

0,25 s, Td = 1,72 s, Te = Tf = 0,002 s, KPSS = 1 systemowego: Ta = T3 = 1,71 s, Tb = TA , Tc =f [Hz]

obciąŜenia znamionowego

Rys. 4. Moduł i kąt (w radianach) transmitancji TPSS(s) w funkcji częstotliwości i mocy biernej dla stacjonarnego stabilizatora systemowego i reguRys.napięcia, 4. Moduł (w radianach) transmitancji (s) wTA =funkcji biernej dla . Wartości parametrów regulatora napięcia: KTAPSS = 1170, 0,01 s, TCczęstotliwości = 1,72 s, TB = 14,66i s.mocy Wartości parametrów latora dla Pg =i Pgnkąt stabilizatora systemowego: Ta = T3 = 1,71 s, Tb = TA , Tc = 0,25 s, Td = 1,72 s, Te = Tf = 0,002 s, KPSS = 1, obliczone dla obciążenia znamionowego

parametrów stacjonarnego stabilizatora systemowego i regulatora napięcia, dla Pwspółczynnika g = Pgn. Wartości Kolejny rysunek przedstawia zaleŜności wzmocnienia stabilizatora sys Kolejny rysunek przedstawia zależności współczynnika wzmocnienia stabilizatora systemowego od częTA = 0,01 s, TWspółczynnik = 1,72 s, TBwzmocnienia = 14,66 s. Wartości stabilizatora regulatora napięcia: KA = 1170, częstotliwości. obliczonyparametrów jest z zaleŜności (13), dla generator stotliwości. Współczynnik wzmocnienia obliczony Cjest z zależności (13), dla generatora obciążonego znamionoT3 = 1,71 s, znamionowo Tb = ξTA=, T 0,25 s, Td = 1,72 s, Te =równego Tf = 0,002 s, KPSS = 1, obliczone dla systemowego: Ta =tłumienia wo i współczynnika równego 0,9. c = i współczynnika tłumienia ξ = 0,9. obciąŜenia znamionowego

1,5

TδS

KPSS/20

1,0

Kolejny rysunek przedstawia zaleŜności współczynnika wzmocnienia stabilizatora systemowego od 0,5

częstotliwości. Współczynnik wzmocnienia obliczony jestTδDz zaleŜności (13), dla generatora obciąŜonego 0,0

0 1 ξ = 0,9. znamionowo i współczynnika tłumienia równego

2

3

f [Hz]

1,5

Rys. 5. WspółczynnikTwzmocnienia stabilizatora systemowego oraz składowe transmitancji Tδ(s), obliczone dla znamionowego obciążenia generatora δS 1,0

KPSS/20

stabilizatora

równego

20

pozwala

utrzymać

współczynnik

tłumienia

kołysań

elektromechanicznych nie mniejszy niŜ 0,9. Zmniejszanie się obciąŜenia generatora mocą bierną prowadzi Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska Janusz W. Białek University do zmniejszenia się/ Durham wymaganej wartości współczynnika wzmocnienia. Z powyŜszego moŜna wysnuć

wniosek, Ŝe wartość współczynnika KPSS moŜe być określana jako maksymalna wymagana dla utrzymania Rysunek ten pokazuje, że dla rozważanego generatora (G2) przyjęcie współczynnika wzmocnienia stabiliokreślonego współczynnika tłumienia dlawspółczynnik znamionowego punktukołysań pracy generatora. zatora systemowego równego 20 pozwala utrzymać tłumienia elektromechanicznych nie mniejszy niż 0,9. Zmniejszanie sięwykonano obciążenia na generatora mocą bierną modelu prowadzisystemu do zmniejszenia wymaganej model PowyŜsze obliczenia podstawie prostego (rys. 1).się Wykorzystując wartości współczynnika wzmocnienia. Z powyższego można wysnuć wniosek, że wartość współczynnika KPSS generatora synchronicznego 7. rzędu, dla współczynnika KPSS = 20, uzyskuje się mniejsze wartości może być określana jako maksymalna wymagana dla utrzymania określonego współczynnika tłumienia dla znamionowego punktu pracy generatora. współczynnika tłumienia kołysań elektromechanicznych – przykładowo równy ξ = 0,71 dla generatora G2.

Powyższe obliczenia wykonano na podstawie prostego modelu systemu (rys. 1). Wykorzystując model geJest to maksymalna osiągalna wartość współczynnika tłumienia dla tego obiektu. neratora synchronicznego 7. rzędu, dla współczynnika KPSS = 20, uzyskuje się mniejsze wartości współczynnika tłumienia kołysań elektromechanicznych – przykładowo równy ξ = 0,71 dla generatora G2. Jest to maksymalna osiągalna wartość współczynnika dlaparametrów tego obiektu.stabilizatora systemowego oparta jest na uproszczonym Proponowana metoda tłumienia określania modelu jednomaszynowym, przyjęciustabilizatora wielu załoŜeń upraszczających, natomiast obiekty rzeczywiste Proponowana metoda określania przy parametrów systemowego oparta jest na uproszczonym modelu jednomaszynowym, przy przyjęciu wielu testy założeń upraszczających, natomiast obiekty generatora rzeczywistesynchronicznego są barsą bardziej złoŜone.

Dlatego kolejne oparte są na nieliniowych modelach: dziej złożone. Dlatego kolejne testy oparte są na nieliniowych modelach: generatora synchronicznego 7. i 13.

7. i 13. rzędu (wielomasowy model wirnika), i regulacji układu wzbudzenia regulacji typu ST1A (rys. 2), rzędu (wielomasowy model wirnika), układu wzbudzenia napięcia –i typu ST1Anapięcia (rys. 2), –stabilizatora systemowego – typu PSS2A (rys. 6) oraz PSS2A modelu (rys. turbiny z regulatorem (rys. 13).

W rozważaniach stabilizator systemowy – typu 6) parowej oraz modelu turbiny parowej z regulatorem (rys. 13). W stosowany jest stacjonarny stabilizator systemowy i regulator napięcia generatora o parametrach obliczonych rozwaŜaniach stosowany jest stacjonarny stabilizator systemowy i regulator napięcia generatora o z wykorzystaniem zależności (10) dla znamionowego punktu pracy generatora. parametrach obliczonych z wykorzystaniem zaleŜności (10) dla znamionowego punktu pracy generatora.

Rys. 6. Dwuwejściowy stabilizator systemowy (typ PSS2A) ), Tr = 5 s, TF = 0,1 s

Rys. 6. Dwuwejściowy stabilizator systemowy (typ PSS2A) ), Tr = 5 s, TF = 0,1 s

Na rys. 7 przedstawiono odpowiedź obiektu z generatorem G2 na trzy kolejne skokowe wzrosty napięcia rys. 7elektroenergetycznego przedstawiono odpowiedź obiektu0,1 z generatorem G2 na trzypunkt kolejne skokowe wzrosty zastępczego Na systemu o wartości j.w. każdy. Początkowy pracy generatora od- napięcia powiadał obciążeniu znamionowemu, tj. Pg = 0,85 j.w., o Qgwartości = 0,53 j.0,1 w. j.w.

Wzrosty napięcia systemu zastępczego zastępczego systemu elektroenergetycznego kaŜdy.

Początkowy punkt pracy generatora12 przesunęły punkt pracy generatora do odpowiadającego mocy czynnej Pg = 0,85 j.w. i biernej Qg = –0,85 j.w. odpowiadał obciąŜeniu znamionowemu, tj. Pg = 0,85 j.w., Qg = 0,53 j.w. Wzrosty napięcia systemu (obciążenie pojemnościowe), tj. poza ograniczenie wynikające z maksymalnego prądu twornika. twornika.

0,85 j.w. i biernej zastępczego przesunęły pracy generatora do odpowiadającego czynnej Pg =określone Odpowiedź obiektu pokazuje punkt dużą efektywność stabilizatora systemowego, mocy którego parametry Odpowiedź obiektu pokazuje duŜą efektywność stabilizatora systemowego, którego parametry określone zostały z wykorzystaniem zaproponowanej metody. Widać tu, że pomimo dużej zmiany punktu pracy po każdym Qg = –0,85 j.w. (obciąŜenie pojemnościowe), tj. poza ograniczenie wynikające z maksymalnego prądu zostały z wykorzystaniem zaproponowanej zaburzeniu stanu odpowiedzi układu są do siebie zbliżone. metody. Widać tu, Ŝe pomimo duŜej zmiany punktu pracy po

kaŜdym zaburzeniu stanu odpowiedzi układu są do siebie zbliŜone.

0,89 0,87 P [j.w.]

90

systemowego

0,85 0,83 0,81 0,79 0,77 0,75

Qg = 0,53

0

2

Qg = 0,07

4

6

Qg = -0,39

8 t [s]

10

Qg = -0,85

12

14

Rys. 7. Odpowiedź obiektu na trzy następujące po sobie wzrosty napięcia systemu zastępczego o 0,1 j.w.

Rys. 7. Odpowiedź obiektu na trzy następujące po sobie wzrosty napięcia systemu zastępczego o 0,1 j.w. Wartości parametrów regulatora napię1,72 s, T = 14,66 s. Wartości Wartości parametrów regulatora napięcia: K = 1170, TA = 0,01T s,= TT C==1,71 s, Tb = TAB, Tc = 0,25 s, cia: KA = 1170, TA = 0,01 s, TC = 1,72 s, TB = 14,66 s. Wartości parametrów Astabilizatora systemowego: a 3 Tf = 0,002 s, KPSSstabilizatora = 20. Model generatora synchronicznego wirnika o wielu masach skupionych rzędu 13.

Td = 1,72 s, Te = parametrów T3 = 1,71 s, Tturbozespołu systemowego: Ta =z modelem b = TA , Tc = 0,25 s, Td = 1,72 s, Te = Tf = 0,002

s, KPSS = 20. Model generatora synchronicznego z modelem wirnika turbozespołu o wielu masach skupionych rzędu 13.

Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia

91

WERYFIKACJA STABILIZATORA SYSTEMOWEGO W UKŁADZIE WIELOMASZYNOWYM Weryfikację proponowanego stabilizatora systemowego w układzie wielomaszynowym wykonano, opierając się na systemie trzymaszynowym, jak przedstawiony na rys. 8. Dane elementów składowych modelu oraz informacje o punktach pracy systemu zawarto w załączniku. Wszystkie jednostki wytwórcze w modelu wyposażone są w statyczne układy wzbudzenia i regulacji napięcia. Odbiory modelowane są jako stałe admitancje.

Wartości parametrów stabilizatorów systemowych i regulatorów napięcia obliczono niezależnie dla każdego generatora synchronicznego w układzie jednomaszynowym dla stanu obciążenia znamionowego, przy przyjęciu impedancji zewnętrznej równej Zs = 0,001 + j0,1 j.w. Wartości stałej czasowej TB regulatorów napięcia zostały przeliczone tak, aby utrzymać oryginalny, tj. jak podany w tab. VII, iloraz TB/TC. Wartości obliczonych parametrów stabilizatorów systemowych i regulatorów napięcia przedstawiono w tab. I. 13 G1

G3 P5+jQ5 1

5

3

6

2

4

P6+jQ6

P4+jQ4 G2

Rys. 8. Struktura systemu trzymaszynowego Rys. 8. Struktura systemu trzymaszynowego

Rozważano dwa warianty systemu: RozwaŜano dwapracy warianty pracy systemu: • Wariant 1: Względnie krótkie i dość słabo obciążone linie elektroenergetyczne. Punkty pracy generatorów • Wariant 1:bliskie Względnie krótkie i lokalnej, dość słabo obciąŜone generacją linie elektroenergetyczne.

Punkty pracy synchronicznych granicy stabilności ze znamionową mocy czynnej • Wariant 2: System z wyłączoną linią 2–4.

Linie 1–6 i 6–2 stabilności o zdwojonej,lokalnej, w stosunku wariantu 1, długości. generatorów synchronicznych bliskie granicy ze do znamionową generacją mocy Obciążenia mocą bierną w węzłach odbiorczych również zdwojone. Punkt pracy generatora G3 zbliżony czynnej do znamionowego. Generator G2, najsłabiej związany z resztą systemu elektroenergetycznego, obciążony praktycznie znamionową czynną i małą • Wariant 2: Systemmocą z wyłączoną liniąmocą 2–4. bierną.

Linie 1–6 i 6–2 o zdwojonej, w stosunku do wariantu 1,

długości. ObciąŜenia mocą bierną w węzłach odbiorczych równieŜ zdwojone. Punkt pracy generatora Rys. 9 przedstawia rozmieszczenie biegunów układu trzymaszynowego (zlinearyzowanego) dla wariantu zbliŜony są do znamionowego.

G2, najsłabiej związanytu zależność z resztąpo- systemu 1, przy czym G3 prezentowane tu tylko wartości własneGenerator najsłabiej tłumionych modów. Pokazano łożenia biegunów od współczynnika wzmocnienia stabilizatorów systemowych, gdy wartości tych współczynnielektroenergetycznego, obciąŜony praktycznie znamionową mocą czynną i małą mocą bierną. ków dla wszystkich trzech stabilizatorów są sobie równe, tj. KPSS1 = KPSS2 = KPSS3. Wartości tych współczynników zmieniają się w przedziale od 0 do 30, z krokiem równym 3. Wartości własne dla współczynnika wzmocnienia stabilizatorów 0 (zero)biegunów oznaczoneukładu są trójkątami, a dla równego 30 – kwadratami.dla wariantu 1, Rys. 9systemowych przedstawia równego rozmieszczenie trzymaszynowego (zlinearyzowanego) W prezentowanym przypadku, w miarę wzrostu wartości współczynnika wzmocnienia stabilizatora systeprezentowane tu tylko wartości własneobszaru, najsłabiej tłumionych modów. Pokazano tu zaleŜność mowego, przy modyczym kołysań lokalnych Msąi zmierzają do wspólnego natomiast częstotliwości modów będących miarą kołysań międzyobszarowych (międzygeneratorowych) zmierzają do zera.

Wzrost współczynników połoŜenia biegunów od współczynnika wzmocnieniaNi stabilizatorów systemowych, gdy wartości tych wzmocnienia stabilizatorów systemowych powoduje, że kołysania wirników generatorów stają się koherentne, KPSS2 =obszaroKPSS3. Wartości współczynników dla wszystkich stabilizatorów są sobie równe, tj. K PSS1 = między tzn. częstotliwości modów kołysań lokalnychtrzech Mi stają się sobie równe, a częstotliwości kołysań wych (międzygeneratorowych) dążą do zera. przypadku tłumienie kołysań3.elektromechatych współczynnikówNzmieniają się W tym w przedziale od 0maksymalne do 30, z krokiem równym Wartości własne dla i nicznych, definiowane przez współczynnik tłumienia modu najsłabiej tłumionego, jest równe ξ = 0,4. współczynnika wzmocnienia stabilizatorów systemowych równego 0 (zero) oznaczone są trójkątami, a dla Minimalne tłumienie w systemie określa mod M3 (mod kołysań lokalnych generatora G3), który dla KPSSi > 3 staje się modem najsłabiej tłumionym. równego 30-kwadratami.

Przyjęcie jednakowych wartości współczynnika wzmocnienia wszystkich stabilizatorów systemowych poW prezentowanym przypadku, w miarę wzrostu wartości współczynnika wzmocnienia stabilizatora woduje tu występowanie względnie dużych i długo trwających przeregulowań napięcia generatorów w odpodoefektu wspólnego obszaru, częstotliwości mody lokalnych Mi zmierzają wiedzi na systemowego, zaburzenie stanu pracykołysań układu. W celu wyeliminowania tego przyjęto wartościnatomiast współczynników wzmocnienia równe KPSS1 = 8,miarą KPSS2 = 4, KPSS3międzyobszarowych = 26. Wartości te pozwalają utrzymać dobre tłumienie kołysańdo zera. modów będących kołysań (międzygeneratorowych) N zmierzają i

Wzrost współczynników wzmocnienia stabilizatorów systemowych powoduje, Ŝe kołysania wirników

generatorów. Uzyskany w tym przypadku efekt przedstawiono na rys. 10, pokazującym odpowiedź układu na wyłączenie linii 2–6.

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

92

Rozmieszczenie biegunów naUniversity rys. 9 przedstawiają kółka, współczynnik tłumienia najsłabiej tłumionego Janusz W. Białek / Durham

modu elektromechanicznego jest równy ξ = 0,25. elektromechanicznych, równocześnierównieŜ dobre odpowiedzi w tym Trójkąty na zapewniając rys. 9 przedstawiają połoŜenienapięciowe biegunówgeneratorów. układu dlaUzyskany zerowych wartości przypadku efekt przedstawiono na rys. 10, pokazującym odpowiedź układu na wyłączenie linii 2–6. współczynnikabiegunów wzmocnienia i równocześnie parametrów regulatorów napięcia równych wartościom Rozmieszczenie na rys.

9 przedstawiajądlakółka, współczynnik tłumienia najsłabiej tłumionego modu elektromechanicznego jest równy ξ =w0,25. tzw. oryginalnym, przedstawionym tab. VII, tj. z rzeczywistymi (z obiektów rzeczywistych) wartościami Trójkąty na rys. 9 przedstawiają również położenie biegunów układu dla zerowych wartości współczynnitym przypadku lokalizacja wartości własnych jest praktycznie identyczna jak stałych czasowych TB i Tdla C. W ka wzmocnienia i równocześnie parametrów regulatorów napięcia równych wartościom tzw. oryginalnym, przedstawionym w tab.

VII, tj.własnych z rzeczywistymi (z obiektów rzeczywistych) wartościami stałychparametrów czasowych Tobliczonymi i TC. B lokalizacja wartości dla obliczenia regulatorów napięcia z wartościami W tym przypadku lokalizacja wartości własnych jest praktycznie identyczna jak lokalizacja wartości własnych dla na regulatorów podstawie zaleŜności (10) (tab. I). parametrów obliczonymi na podstawie zależności (10) (tab. I). obliczenia napięcia z wartościami 12

ξ=0.25

M1

10

8 ω [rad/s]

M3

C3

15

M2

6

Rys. 9. Wariant 1. Lokalizacja biegunów układu trzymaszynowego w funkcji współczynników wzmocnienia stabilizatorów systemowych dla przypadku KPSS1 = KPSS2 = KPSS3 4

N3

N2 układu jak w wariancie 1, w funkcji współczynnika Na rys. 211 przedstawiono rozkład biegunów N1

wzmocnienia stabilizatora systemowego KPSS3 (w przedziale od 0 do 30), gdy wartości współczynników wzmocnienia stabilizatorów systemowych generatorów G1 i G2 są stałe i równe KPSS1 = 8, KPSS2 = 4.

0 -8

-6

-4

-2

0

wpływa głównie na mody generatora G3 (M3, C3) ale ma teŜ Zmiana wartości współczynnika K σ [1/s]PSS3

znaczenie dla modów N2 i N3, będących miarą kołysań pomiędzy generatorami G3-G1 i G3-G2. Wpływ

Rys. 9. Wariant 1. Lokalizacja biegunów układu trzymaszynowego w funkcji współczynników wzmocnienia stabilizatorów systemowych dla przypadku = KPSS2 = KPSS3 KPSS1 tego współczynnika na inne mody jest bardzo mały, a w tym zmiana charakteru kołysań pomiędzy

1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4

1,1

PPg3 g3 U [j.w.]

P [j.w.]

równieŜ mała.1,Rysunek pokazuje równieŜ, Ŝe generatorami i G2, określana przez mod N 1, jestjak Na rys. 11G1 przedstawiono rozkład biegunów układu w wariancie w funkcji ten współczynnika wzmocnienia stabilizatora (w przedziale od 0na dorys.

30),9.gdy wartości wzmocnienia przesunięty nieco w prawo, stabia mod rozkład modówsystemowego jest zbliŜonyKPSS3 do przedstawionego Mod C3 jestwspółczynników lizatorów systemowych generatorów G1 i G2 są stałe i równe KPSS1 = 8, KPSS2 = 4. Zmiana wartości współczynlewo.

Modgłównie N3 charakteryzuje się większą częstotliwością.

M3 KwPSS3 nika wpływa na mody generatora G3niŜ (M3na , Crys. ) ale9 ma też znaczenie dla modów N2 i N3, będących 3 miarą kołysań pomiędzy generatorami G3-G1 i G3-G2.

Wpływ tego współczynnika na inne mody bardzo się w pobliŜu modu M1,jest stając się Dla współczynnika wzmocnienia KPSS3 = 15 mod M3 lokuje mały, a w tym zmiana charakteru kołysań pomiędzy generatorami G1 i G2, określana przez mod N1, jest również mała.

Rysunek ten pokazujetłumionym również, żemodem rozkładkołysań modówelektromechanicznych jest zbliżony do przedstawionego 9. Mod to, C3 jest równocześnie najsłabiej dla KPSS3 ≥na 15.rys.

Oznacza Ŝe z przesunięty nieco w prawo, a mod M3 w lewo. Mod N3 charakteryzuje się większą niż na rys. 9 częstotliwością. punktu tłumienia kołysań Kelektromechanicznych rozwaŜanym systemie elektroenergetycznym Dlawidzenia współczynnika wzmocnienia = 15 mod M3 lokujewsię w pobliżu modu M1, stając się równocześnie PSS3 najsłabiej tłumionym modem kołysań elektromechanicznych dla K ≥ 15.

Oznacza to, że z punktu widzenia współczynnik wzmocnienia KPSS3 moŜe być zmniejszony z 26 PSS3 do 15 (punkt oznaczony strzałką), nie tłumienia kołysań elektromechanicznych w rozważanym systemie elektroenergetycznym współczynnik wzmocpowodując pogorszenia tłumienia kołysań w systemie.

W takim przypadku najsłabiejpogorszenia tłumionymitłumienia modami nienia KPSS3 może być zmniejszony z 26 do 15 (punkt oznaczony strzałką), nie powodując kołysań w systemie. przypadku najsłabiej tłumionymi modami stają się mody M1 i M3.

M3. stają się mody M1 iW takim

PPg2 g2 PPg1 g1

0

0,5

1

1,5

t [s]

2

2,5

Rys. 10. Odpowiedź systemu nasystemu wyłączeniena liniiwyłączenie 2–6 Rys. 10. Odpowiedź linii

3

2–6

U Ug2 g2

Ug1 U g1

Ug3 U g3

1,06 1,02 0,98 0,94

0

0,5

1

1,5

t [s]

2

2,5

3

Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia

93 16

12

M1 10

KPSS3 =15

ω [rad/s]

8

M3

C3

6

M2

4

N3

2

0

N1 -8

-6

-4 σ [1/s]

N2 -2

0

Rys. 1. 11.

Wariant Lokalizacja biegunów układu wzmocnienia trzymaszynowego w funkcjiKPSS3współczynnika Rys. 11. Wariant Lokalizacja biegunów1.układu trzymaszynowego w funkcji współczynnika stabilizatora systemowego wzmocnienia stabilizatora systemowego KPSS3 Na zakończenie, rys. 12 przedstawia położenie modów systemu dla wariantu 2. Jak poprzednio, współczynniki wzmocnienia stabilizatorów systemowych, równe sobie, zmieniają się od 0 do 30. Również jak poprzednio, kółka pokazują położenia biegunów układu dla systemu z różnymi współczynnikami wzmocnienia stabilizaNa zakończenie, 12 przedstawia torów systemowych, równychrys. odpowiednio KPSS1= 8,połoŜenie KPSS2= 4, Kmodów = 26.systemu dla wariantu 2. Jak poprzednio, PSS3 Maksymalne tłumienie kołysań w tym systemie, osiągane dla KPSSi >> 30, jest również równe około współczynniki wzmocnienia stabilizatorów systemowych, równe sobie, zmieniają się od 0 do 30. RównieŜ ξ = 0, 4. W przypadku systemu z różnymi współczynnikami wzmocnienia współczynnik tłumienia najsłabiej tłumionego jest równy ξ = 0,24, co jest wartością porównywalną poprzednio (w wariancie 1). jak modu poprzednio, kółka pokazują połoŜenia biegunów układuz uzyskaną dla systemu z róŜnymi współczynnikami Minimalne tłumienie w układzie określa mod M1 do chwili, gdy współczynnik wzmocnienia KPSSi osiąga = 8, KPSS2 = 4, KPSS3 = 26. wzmocnienia stabilizatorów systemowych, równych odpowiednio K wartość 21. Dalej współczynnik tłumienia jest słabo ograniczany przez mod M4PSS1 . ξ= Maksymalne tłumienie kołysań w tym systemie, osiągane dla KPSSi >> 30, jest równieŜ równe około 17 0,4.12W przypadku systemu z róŜnymi współczynnikami wzmocnienia współczynnik tłumienia najsłabiej

tłumionego modu jest równy ξ = 0,24,M1co jest wartością porównywalną z uzyskaną poprzednio (w ξ=0.24

10 wariancie 1).

M3 mod M do chwili, gdy współczynnik wzmocnienia K Minimalne tłumienie w układzie określa 1 PSSi osiąga 8

ω [rad/s]

wartość 21. Dalej współczynnik tłumienia jest słabo ograniczany przez mod M4.

M4 M5

6

M2 4

N3 N1

2

0

-8

-6

-4 σ [1/s]

N2 -2

0

Rys. 2.

12.Lokalizacja Wariant 2. Lokalizacja biegunów układu trzymaszynowego w funkcji współczynników Rys. 12. Wariant biegunów układu trzymaszynowego w funkcji współczynników wzmocnienia stabilizatorów systemowych dla przypadku wzmocnienia KPSS1 = KPSS2 = KPSS3stabilizatorów systemowych dla przypadku K =K =K PSS1

PSS2

PSS3

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska Janusz W. Białek / Durham University

94

WNIOSKI W artykule przedstawiono sposób analitycznego określania parametrów stabilizatora systemowego quasi-idealnego, tj. takiego, który wytwarza tylko moment tłumiący w szerokim przedziale zmian częstotliwości kołysań elektromechanicznych. Metoda oparta jest na modelu generatora synchronicznego 3. rzędu i zastosowana dla generatora ze statycznym układem wzbudzenia i regulacji napięcia oraz stabilizatora systemowego z prędkością kątową wirnika jako sygnałem wejściowym. Metoda jest czuła na strukturę regulatora napięcia, zatem zależności pozwalające określać nastawy stabilizatora systemowego zależą od przyjętej struktury regulatora. W artykule przedstawiono zależności dla jednej struktury regulatora napięcia i jej dwóch podstruktur.

Wartości parametrów stabilizatora zależą od danych obiektu (generatora), danych regulatora napięcia, punktu pracy generatora oraz impedancji zewnętrznej. Ponieważ dwie ostatnie wielkości są zmienne w trakcie pracy systemu, optymalny stabilizator systemowy powinien charakteryzować się zmiennymi wartościami parametrów. W praktyce stosuje się jednak stabilizatory (a także regulator napięcia) stacjonarne. Przeprowadzone testy wykazały, że również proponowany stabilizator systemowy jest efektywny w wariancie stacjonarnym.

Ponieważ parametry stabilizatora systemowego związane są z parametrami regulatora napięcia, wartości niektórych parametrów regulatora napięcia powinny być określane równocześnie z wartościami parametrów stabilizatora.

Zaletą zaproponowanej metody jest jej prostota. Stałe czasowe stabilizatora systemowego są tu obliczane bezpośrednio na podstawie prostego modelu jednomaszynowego, jednokrokowo, tj. bez wieloetapowej optymalizacji. Co ważne, tak określone nastawy stabilizatora pozwalają na jego efektywną pracę w systemie wielomaszynowym (rzeczywistym).

Zaproponowaną metodę zweryfikowano na modelach dużych i małych jednostek wytwórczych, pracujących w systemie rozdzielczym (nie prezentowano tego w niniejszym artykule) i przesyłowym, uzyskując pozytywne rezultaty. Metoda ta wydaje się szczególnie predestynowana dla małych jednostek wytwórczych, pracujących w systemach rozdzielczych, w tym promieniowych, tj. dla tzw. generacji rozproszonej. W takim bowiem przypadku model, na podstawie którego wyprowadzone są zależności pozwalające dobierać stałe czasowe stabilizatora systemowego, wprost odpowiada rzeczywistości systemowej. Zaproponowany algorytm obliczeniowy doboru nastaw stabilizatora (i części nastaw regulatora napięcia) może być tu wprost zaimplementowany w cyfrowym regulatorze generatora. Pozostałe (stosunkowo łatwo dostępne) dane, tj. dane generatora, transformatora blokowego i impedancję zewnętrzną (np. w postaci mocy zwarciowej), można wprowadzić na etapie uruchamiania układu.

Zaproponowana metoda pozwala na syntezę stabilizatorów systemowych o efektywności porównywalnej z efektywnością dobrze dostrojonych stabilizatorów projektowanych na podstawie metod bazujących na charakterystykach GEP lub P-Vr. ZAŁĄCZNIK A. Model liniowy systemu jednomaszynowego.

X’d = Xl+Xad− Xad×Xad/Xf RT = Rl+Rt+Rs,

XTq = Xq+Xt+Xs,

XTd = X’d+Xt+Xs

D = RT×RT+XTd×XTq m1 = Vs(XTq×sinδ−RT×cosδ)/D, m2 = XTq×Xad/(D×Xf),

n1 = Vs (RT×sinδ+XTd×cosδ)/D

n2 = RT×Xad/(D×Xf)

K1 = Eq×n1+Iq×(Xq-X’d)m1 K2 = Xad[RT×Eq/D+(1+XTq×(Xq− X’d)/D)Iq]/Xf K3 = Xf/[Xadu×(1+(Xd−X’d)×XTq/D)],

K4 = Xadu×Xad×m1/Xf

K5 = (-Rl×m1+Xq×n1) sinδ+(−Rl×n1-X’d×m1)cosδ K6 = (−Rl×m2+Xq×n2)sinδ+[−Rl×n2-X’d×m2+(X’d−Xl)/(Xf-Xad)]cosδ T3 = Xf/[ω0×Rf(1+XTq(Xd−X’d)/D)]

Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia

95

B. Dane elementów systemu jedno- i wielomaszynowego Tab. I. Dane stabilizatorów systemowych (IEEE Typ PSS2A) i regulatorów generatora

Parametr

Jednostka miary

G1

G2

G3

Ta

s

0,02

0,02

0,02

Tb = TA

s

1,929

1,749

1,679

Tc

s

0,318

0,346

0,394

Td

s

1,949

1,769

1,699

Te = Tf

s

0,002

0,002

0,002

KA

–

730

1170

400

TB

s

17,25

15,04

8,496

TC

s

1,949

1,769

1,699

Wariant 1.

Linie elektroenergetyczne: Un = 400 kV, Z’ = 0,006 + j0,4 Ω/km, B’ = 3,52 μS/km, l15 = 100 km, l53 = 150 km, l34 = 140 km, l24 = 120 km, l26 = 130 km, l16 = 110 km. Odbiory: S4 = S5 = S6 = 200 + j100 MVA Tab. II Początkowe wartości napięć w systemie [j.w.] w wariancie 1

U1

U2

U3

U4

U5

U6

Moduł

1,042

1,042

1,042

1,036

1,036

1,035

Kąt

0°

2,9°

1,7°

0,5°

–1,0°

–0,4°

Tab. III. Początkowy punkt pracy generatorów synchronicznych w wariancie 1

Parametr

Jednostka miary

G1

G2

G3

Sgi

MVA

105,4 - j8,3

340,7 + j5,1

200,5 – j31,2

Ugi

j.w.

1,032

1,032

1,018

δgi

deg.

49,7

62,5

68,3

Wariant 2.

Linie elektroenergetyczne: Un = 400 kV, Z’ = 0,006 + j0,4 Ω/km, B’ = 3,52 μS/km, l15 = 100 km, l53 = 150 km, l34 = 140 km, l24 = wyłączona, l26 = 260 km, l16 = 220 km. Odbiory: S4 = 200 + j150 MVA, S5 = 200 + j200 MVA, S6 = 200 + j200 MVA Tab. IV. Początkowe wartości napięć w systemie [j.w.] w wariancie 2

U1

U2

U3

U4

U5

U6

Moduł

1,042

1,042

1,042

1,000

1,002

1,000

Kąt

0°

16,2°

–2,8°

–6,6°

–2,8°

4,1°

Tab. V. Początkowy punkt pracy generatorów synchronicznych w wariancie 2

Parametr

Jednostka miary

G1

G2

G3

Sgi

MVA

74,4 + j67,5

340,7 + j38,3

200,5 + j127,1

Ugi

j.w.

1,10

1,05

1,11

δgi

deg.

22,8

55,6

38,8

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska Janusz W. Białek / Durham University

96

Tab. VI. Parametry generatorów synchronicznych

Parametr

Jednostka miary

G1

G2

G3

Sgn = Sbase

MVA

150

426

235,3

Pgn

MW

125

360

200

Ugn = Ubase

kV

13,8

22

15,75

Xd

–

1,84

2,6

2,19

X’d

–

0,305

0,33

0,324

X”d

–

0,22

0,235

0,217

Xq

–

1,66

2,48

2,1

X’q

–

0,49

0,53

0,513

X”q

–

0,22

0,235

0,217

Xl

–

0,15

0,199

0,194

R­a

–

0,0013

0,0016

0,0015

T’d0

s

7,8

9,2

7,62

T”d0

s

0,145

0,042

0,209

T’q0

s

0,88

1,095

1,54

T”q0

s

0,071

0,065

0,305

S1

–

0,243

0,292

0,163

S12

–

0,48

0,883

0,207

2Hj

s

7,8

6,45

10,0

Xt

–

0,1386

0,1534

0,1443

Rt

–

0,0056

0,0034

0,004

Tab. VII. Dane układu wzbudzenia i regulacji napięcia (IEEE Typ ST1A)

Parametr

Jednostka miary

G1

G2

G3

TR

s

0,02

0,02

0,02

KA

–

730

1170

400

TA

s

0,02

0,02

0,02

TB

s

17,7

20

10

TC

s

2

2

2

VIMAX/VIMIN

–

0,15/–0,15

0,15/–0,15

0,15/-0,15

VRMAX/VRMIN

–

5,9/–5,9

7,1/–5,0

6/-5,2

KC

–

0,08

0,06

0,07

XC

–

0,04

0,04

0,04

Analityczne określanie parametrów stabilizatora systemowego dla generatora synchronicznego ze statycznym układem wzbudzenia

97

Tab. VIII. Dane regulatorów turbin

Parametr

Jednostka miary

G1

G2

G3

Kp

–

20

20

20

KI

–

1

1

1

TI

s

10

10

10

TGHP, opening

s

2,0

2,0

2,0

TGHP, closing

s

0,05

0,05

0,05

TGIP, opening

s

2,7

2,7

2,7

TGIP, closing

s

0,15

0,15

0,15

Parametr

Jednostka miary

G1

G2

THP

s

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1 s

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4 s

7

10

6

7KHP

10

–6

0,2

0,3

0,3

–

KMP 0,2

0,3

– 0,3

0,35

0,3

0,3

–

KLP 0,35

0,3

– 0,3

0,45

0,4

0,4

Tab. IX. Dane turbin

miary s s s

0,1 TLP

0,4 TRH

22

G3

HP, MP, LP 0,4 – wysoko-, średnioi niskoprężny, RH – przegrzewacz międzystopniowy.

– Indeksy:0,45 0,4

sy: HP, MP, LP – wysoko-, średnio- i niskopręŜny, RH – przegrzewacz międzystopniowy.

Pref wg

Pg

Σ

Σ

Kp

KI 1 sTI

1

1

Σ 1

1

YHP 1 1+sTGHP YIP 1 1+sTGIP

wref

13. Model Rys. regulatora turbiny turbiny (YHP,(YYIPY –– położenie połoŜenie zaworów wysokopręŜnych i intercepcyjnych 13. Model regulatora zaworów wysokoprężnych i intercepcyjnych turbiny, TGHP, TGIP – stałe czasowe zaworów wysoHP, IP koprężnych i intercepcyjnych) y, TGHP, TGIP – stałe czasowe zaworów wysokopręŜnych i intercepcyjnych)

ografia BIBLIOGRAFIA

EE Std 421.5-1992: IEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System

IEEE Std 421.5-1992: IEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies, ity Studies, IEEE,1.New York 1992, ISBN 1–55937–218–4.

IEEE, New York 1992, ISBN 1–55937–218–4.

2. Mello de Concordia of C., Concepts of Synchronous Stability as Affectedby

by Excitation Control, IEEE Trans. ello de F.P., Concordia C.,F.P.,Concepts Synchronous MachineMachine Stability as Affected Excitation Power Appar. Syst., vol. 88, 1969, s. 316–329. ol, IEEE Trans. Power Appar.

Syst., vol.

88, 1969, 316–329.

3. Larsen E.V., Swann D.A., Applying Powers.System Stabilizer, IEEE Trans. Power Appar. Syst., vol. 100, 1981, s. 3017–3046.

4.

Mello de F .P ., Czuba J.S., Rushe P .A., Willis J.R., Developments Application of Stabilising sen E.V., Swann D.A., Applying Power System Stabilizer, IEEE Trans. in Power Appar.

Syst., vol.Measures 100, Through Excitation Control, Paper Ref. 38-05, CIGRE Session 1986. s. 3017–3046. 5. Gibbard M.J., Co-ordinated design of multimachine power system stabilizers based on damping torque concept, Proc. Inst. Elect. Eng. C, vol. 135, no. 4, July 1988, s. 276–284.

llo de F.P., Czuba J.S., Rushe P.A., Willis J.R., Developments in Application of Stabilising Measures

ugh Excitation Control, Paper Ref. 38-05, CIGRE Session 1986.

bbard M.J., Co-ordinated design of multimachine power system stabilizers based on damping torque

98

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska Janusz W. Białek / Durham University

6. Gibbard M.J., Robust Design of Fixed-parameter Power System Stabilisers over a Wide Range of Operating Conditions, IEEE Trans. Power Syst., vol. 6, no. 2, May 1991, s. 794–800.

7. Gibbard M.J., Vowles D.J., Reconciliation of Methods of Compensation for PSSs in Multimachine System, IEEE Trans.

Power Syst., vol. 19, no. 1, February 2004, s. 463–472.

8. Kundur P., Power system stability and control, New York: McGraw–Hill, 1994, s. 761.

9. Machowski J., Bialek J., Bumby J.R., Power System Dynamics and Stability, New York: John Wiley and Sons, 1997, s. 291.

10. CIGRE Task Force 38.02.16, Impact of Interactions among Power Systems, Paris, August 2000.

11. CIGRE Task Force 38.01.07, Analysis and Control of Power System Oscillations, Paris, December 1996.

12. Lee D.C., Kundur P., Advanced Excitation Controls for Power System Stability Enhancement, Paper Ref., no 38–01, CIGRE Session 1986.

13. Murdoch Dr.A., Venkataraman S., Lawson R.A., Pearson W.R., Integral of Accelerating Power Type PSS. Part 1 – Theory, Design, and Tuning Methodology. Part 2 – Field Testing and Performance Verification, IEEE Trans. on Energy Conv., vol. 14, no. 4, December 1999, s. 1658–1672.

100

Ryszard Michniewski / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

Autorzy / Biografie

Ryszard Michniewski Toruń / Polska Dyplom uzyskał na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej (1955–1960). Pracę zawodową rozpoczął w Pomorskich Zakładach Wytwórczych Aparatury Niskiego Napięcia w Toruniu na stanowisku konstruktora. Później pracował jako inżynier utrzymania ruchu w Pomorskich Zakładach Przemysłu Wapiennego Bielawy. Od 1962 roku pracował na różnych stanowiskach w Zakładzie Energetycznym w Toruniu, aż do roku 2004, gdy przeszedł na emeryturę. Obecnie w ENERGAOPERATOR S.A. zajmuje się szkoleniem i realizacją prac w technologii PPN na liniach napowietrznych wysokich i najwyższych napięć.

Zasiada w Polskim Towarzystwie Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, jest członkiem prezydium Polskiego Komitetu Bezpieczeństwa w Elektryce i Stowarzyszenia Elektryków Polskich.

Wykonywanie prac w technologii PPN na liniach przesyłowych 400 kV, 220 kV i rozdzielczych 110 kV w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

101

WYKONYWANIE PRAC W TECHNOLOGII PPN NA LINIACH PRZESYŁOWYCH 400 KV, 220 KV I ROZDZIELCZYCH 110 KV W ENERGA-OPERATOR S.A. ODDZIAŁ W TORUNIU mgr inż. Ryszard Michniewski / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

Historia wykonywania prac PPN na liniach napowietrznych wysokich i najwyższych napięć w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu sięga ubiegłego wieku, bo 1933 roku, kiedy to po raz pierwszy wykonano prace w technologii PPN w Pomorskiej Elektrowni Krajowej Gródek (poprzedniczki ENERGA-OPERATOR S.A Oddział w Toruniu) na linii 60 kV Gródek – Gdynia. Wznowienie wykonywania prac PPN na napowietrznych linia.ch przesyłowych nastąpiło w 1990 roku, na liniach 400 kV z wykorzystaniem technologii i sprzętu zakupionego w byłej NRD. W 1992 roku zapoczątkowano wykonywanie prac PPN na słupach przelotowych i przelotowo-skrzyżowaniowych linii 220 kV, w oparciu o technologie opracowaną w Zakładzie Energetycznym Toruń przy współpracy z Instytutem Energetyki Zakładem Bezpieczeństwa Pracy w Gliwicach. W 2008 roku w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu opracowano i wdrożono technologie wymiany izolatorów i osprzętu na słupach odporowych i odporowo-narożnych linii 220 kV. Liczba wykonanych prac na liniach: 400 kV Słupy ON 245

P

220 kV Słupy P i PS

ON

624

260

24

Łączna liczba wykonanych prac

Tabl. 2 Liczba prac wykonanych w technologii PPN na liniach 400 kV i 220 kV w poszczególnych latach

1153

Tabl. 1 . Liczba prac wykonanych w technologii PPN na liniach 400 kV i 220 kV od roku 1990 do końca 2008

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Linia 400 kV 2 5 7 2 2 6 5 26 4 1 1 8 1 1 174 199 194 128 103

220 kV 2 35 94 20 16 1 3 2 9 1 3 9 2 1 20 34 32

2 5 9 37 96 26 21 27 7 3 10 9 4 10 176 200 214 162 135

Razem

869

284

1153

Rok

Razem

Streszczenie W referacie przedstawiono krótką historię wykonywania prac w technologii PPN na napowietrznych liniach przesyłowych 400 kV, 220 kV i w sieci 110 kV od czasu wprowadzenia tych prac w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu do końca 2008 roku. Wyszczególniono ilości i rodzaj prac wykonywanych na tych liniach. Przedstawiono sposoby i technologie wykonywania tych prac. Zamieszczono zdjęcia obrazujące prace na napowietrznych liniach 400 kV, 220 kV i 110 kV oraz rysunek żurawika służącego do wtransportowania montera na potencjał przewodów linii 400 kV oraz do wytransportowania i wtransportowa-

nia łańcucha izolatorowego na słupy linii. Na bazie wykonanych prac w technologii PPN na liniach 400 kV, 220 kV i 110 kV przedstawiono uzyskane efekty w postaci zmniejszenia strat sieciowych, a zatem efekty ekonomiczne i efekty związane z ochroną środowiska.

Ryszard Michniewski / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

102 1

2

Fot. 1. Prace PPN na liniach 400 kV – słupy jednotorowe Fot. 2. Prace PPN na liniach 400 kV – zawieszenie ŁPV-400 i praca z wózka

3

4

Fot. 3. PPN na linii 400 kV – wejście montera na potencjał Fot. 4. PPN na linii 400 kV, zawieszenie ŁO2-400 – zakładanie kołyski na łańcuch izolatorowy

5

6

Fot. 5. PPN na linii 400 kV, zawieszenie ŁO2-400 – wypięcie łańcucha izolatorowego Fot. 6. PPN na linii 400 kV, zawieszenie ŁO2-400 – wciągnięcie łańcucha izolatorowego

7

Fot. 7. PPN na linii 400 kV, zawieszenie ŁO2-400 – wciąganie łańcucha izolatorowego

Wykonywanie prac w technologii PPN na liniach przesyłowych 400 kV, 220 kV i rozdzielczych 110 kV w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

Prace PPN na liniach 400 kV wykonuje się na podstawie pisemnego polecenia wykonania pracy, do którego załącza się oświadczenie wszystkich członków brygady o pełnej sprawności fizycznej i psychicznej do wykonania powierzonej pracy. Prace wykonuje brygada w składzie dziewięcioosobowym: trzech elektromonterów pracuje na poprzeczniku słupa, jeden elektromonter na potencjale, pozostali u podstawy słupa, brygadzista nadzoruje przebieg wykonania zadania. Prace na linii 220 kV wykonuje brygada w składzie ośmioosobowym, przy podziale zadań takim, jak przy pracy na linii 400 kV, z tą różnicą, że na poprzeczniku pracuje dwóch elektromonterów.

Wykonywanie prac PPN na słupach odporowych linii 400 kV wg technologii niemieckiej było bardzo pracochłonne i niebezpieczne (monterzy odmawiali wykonywania prac wg tej technologii). W 2006 roku opracowano w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu nową technologię wykonywania prac PPN na słupach odporowych i odporowo-narożnych linii 400 kV. Według nowej technologii transport montera na potencjał oraz wytransportowanie łańcucha izolatorowego odbywa się za pomocą dwuczęściowego żurawika izolacyjnego połączonego wielokrążkiem z linami izolacyjnymi. Bom żurawika jest dwuczęściowy (bywa i trzyczęściowy) o odpowiedniej wytrzymałości mechanicznej i elektrycznej. Bom zakończony jest specjalną głowicą metalową, która opiera się na przewodach roboczych i służy do wciągania montera na potencjał przewodów za pomocą drabiny izolacyjnej i wciągarki z napędem elektrycznym.

Rys. 1. Żurawik w pozycji transportu montera na potencjał

Rys. 2. Żurawik w pozycji transportu wymienianego łańcucha izolatorów

103

104

Ryszard Michniewski / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

Rys. 3. Żurawik – dobór długości bomu w zależności od kąta załomu linii

Nowa technologia wykonywania prac PPN na słupach odporowych i odporowo-narożnych została zgłoszona w 2007 roku w Urzędzie Patentowym RP w celu uzyskania ochrony patentowej. Oznaczona jest numerem P 382278.

W 2008 roku w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu opracowano i wdrożono nową technologię wykonywania prac PPN na słupach odporowych i odporowo-narożnych linii 220 kV, w zawieszeniu izolacji ŁO2 i ŁO3. Opracowanie technologii było tematem dość trudnym z uwagi na to, że większość linii 220 kV wybudowanych jest na izolatorach długopniowych typu VKLF 75/16 i VKLS 75/21, charakteryzujących się dużą uszkadzalnością. Z tego powodu przewody i łańcuchy izolatorowe nie mogą być wykorzystywane do wciągania montera na potencjał i operowania montera na potencjale od strony przewodu. Aby umożliwić dokonanie wymiany izolacji i osprzętu przy zawieszeniu ŁO2 i ŁO3 (izolacja długopniowa), należy przed przystąpieniem do tej operacji przejąć naciąg przewodów. W tym celu skonstruowano specjalne uchwyty (mogą być wykonane ze stali, aluminium lub tworzywa sztucznego) zakładane na orczyki łańcuchów izolatorowych od strony przewodu i od strony konstrukcji słupa. Za pomocą tych uchwytów, do których zakłada się drążki izolacyjne ze ściągaczami, następuje przejmowanie naciągu przewodów, umożliwiając dokonanie wymiany izolacji i osprzętu. Monter transportowany jest na potencjał przewodów drabiną izolacyjną, która wciągana jest za pomocą układu izolacyjnego, składającego się z drążka izolacyjnego ø 75 mm o długości 6 m, głowicy metalowej, rolki izolacyjnej oraz uchwytów kątownikowych. Układ izolacyjny mocowany jest dwupunktowo do dolnych kątowników poprzecznika słupa.

Podczas wykonywania prac na łańcuchu izolatorowym od strony przewodu monter cały czas przebywa na drabinie izolacyjnej, zamocowanej do układu izolacyjnego. Głowica układu izolacyjnego podczas wciągania drabiny izolacyjnej z monterem podtrzymywana jest ramieniem żurawika izolacyjnego (dla usztywnienia). Technologia ta została zgłoszona do Urzędu Patentowego RP w celu uzyskania ochrony patentowej i jest zarejestrowana pod numerem P-387618.

Wykonywanie prac w technologii PPN na liniach przesyłowych 400 kV, 220 kV i rozdzielczych 110 kV w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

8

10

9

Fot. 8, 9. Prace PPN na liniach 220 kV – słupy przelotowe

11

Fot. 10, 11. Prace PPN na liniach 220 kV – słupy jednotorowe i dwutorowe, zawieszenie ŁPO-220 i ŁP2-220

12

Fot. 12. Prace PPN na liniach 220 kV – słupy dwutorowe, zawieszenie ŁP2-220

105

Ryszard Michniewski / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

106

Tabl. 3. Dotychczas wykonany zakres prac na liniach 400 kV i 220 kV w technologii PPN Lp. 1 2

Rok

Linia

Zakres wykonanych prac

1993–1995 Linia 220 kV Włocławek Azoty – Pątnów Linia dwutorowa 400 kV Gdańsk Błonia – Żarnowiec 2004

Wymiana 318 szt. izolatorów VKLF 75/16 na słupach P i PS Wymiana 141 szt. zawiesi na słupach P

3

2005

Linia 400 kV Grudziądz Węgrowo – Płock

Wymiana 74 szt. izolatorów PS16B na słupach przelotowych oraz naprawa 73 mostków przewodów odgromowych

4

2005

Linia 400 kV Krajnik – Dunowo

Wymiana 74 szt. izolatorów PS16B na 57 słupach przelotowych

5

2006

Linia 400 kV Dunowo – Słupsk

Wymiana 100 szt. izolatorów PS16A na słupach przelotowych i 9 szt. PS22A na słupach odporowych

6 7

2006 2006

Linia 400 kV Słupsk – Żarnowiec

Wymiana 38 szt. izolatorów PS22A na 35 rzędach w zawieszeniu ŁO2 i ŁO3

Linia 220 kV Dunowo – Żydowo

Wymiana 21 szt. izolatorów PS16B na słupach przelotowych

8

2006

Linia 400 kV Krajnik – Dunowo

Wymiana 8 szt. izolatorów PS22A w zawieszeniu ŁO2 i ŁO3 oraz 28 szt. izolatorów PS16B w zawieszeniu ŁP i ŁPV

9

2007

Linia 400 kV Połaniec – Rzeszów

Wymiana 20 szt. izolatorów w zawieszeniu ŁO2 i ŁO3

10

2007

Linia 400 kV Krajnik – Dunowo

Wymiana 121 szt. izolatorów PS22A w zawieszeniu ŁO2 i ŁO3 oraz 24 szt. PS16B w zawieszeniu ŁP i ŁPV

11

2007

Linia 220 kV Olsztyn – Ostrołęka

Wymiana 114 szt. izolatorów LP 75/17 z osprzętem w zawieszeniu ŁPO na słupach PS

12

2008

Linia 400 kV Krajnik – Dunowo

13

2008

Linia 220 kV Olsztyn – Ostrołęka

Wymiana 26 szt. izolatorów PS16B w zawieszeniu ŁP i ŁPV na słupach P oraz 86 szt. izolatorów PS22A w zawieszeniu ŁO2 i ŁO3 na słupach ON, w sumie 110 szt. w 103 rzędach Wymiana 30 szt. izolatorów LP 75/17 z osprzętem w zawieszeniu ŁPO i 48 szt. z osprzętem w zawieszeniu ŁO2

Wykonywanie prac w technologii PPN na napowietrznych liniach 110 kV rozpoczęto w 1998 roku. Do tej pory jedyną firmą wykonującą prace PPN na tym napięciu jest ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu.

Prace na napowietrznych liniach 110 kV wykonywane są dwiema metodami: • metoda z odległości • metoda na potencjale – opracowana w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu w 2007 roku.

Praca z odległości na słupach przelotowych linii 110 kV odbywa się za pomocą drążków izolacyjnych z głowicami, na których umieszcza się odpowiednie narzędzia (ich wymiary nie mogą przekraczać 300x300x150 mm), oraz wielokrążka z linkami izolacyjnymi. Prace PPN na słupach odporowo-narożnych wykonuje się przy użyciu dwuczęściowego żurawika izolacyjnego mocowanego do trzonu słupa, ściągaczy izolacyjnych z orczykami zakładanymi na przewód przy uchwycie odciągowym oraz drążków izolacyjnych z umieszczonymi na nich odpowiednimi narzędziami.

Prace PPN na słupach przelotowych linii 110 kV wykonuje brygada w składzie sześcioosobowym: dwóch monterów pracuje na konstrukcji słupa, czterech u podstawy słupa, brygadzista nadzoruje przebieg zadania.

Prace PPN na słupach odporowych wykonuje brygada w składzie siedmioosobowym: trzech monterów pracuje na konstrukcji słupa, czterech u podstawy słupa. Prace wykonuje się na pisemne polecenie wykonania pracy z dołączonym oświadczeniem pracowników brygady, potwierdzającym pełną sprawność fizyczną i psychiczną do wykonania danej pracy w technologii PPN. Tabl. 4. Liczba prac dotychczas wykonanych przez ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu na liniach 110 kV

Rok 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Razem

Liczba prac wykonanych na słupach

Liczba wykonanych prac PPN

przelotowych

68 361 294 22 250 87 353 835 931 836 740 4777

51 346 250 19 231 1 208 295 477 349 210 2437

przelotowoskrzyżowaniowych 17 15 44 3 19 19 45 3 12 177

odporowonarożnych 86 145 521 409 484 518 2163

Liczba wymienionych izolatorów 98 403 447 25 275 104 479 1401 1291 1358 1331 7212

Średni czas wymiany izolatora na słupach odporowoprzelotowych narożnych 50 min 53 min 1 h 12 min 60 min 50 min 1 h 15 min 1 h 50 min 44 min 1 h 17 min 50 min 1h 48 min 59 min 48 min 58 min 46 min 60 min

Wykonywanie prac w technologii PPN na liniach przesyłowych 400 kV, 220 kV i rozdzielczych 110 kV w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

13

14

Fot. 13. Wymiana izolatora w zawieszeniu ŁP-110 na słupie przelotowym Fot. 14. Wymiana izolatora w zawieszeniu ŁPO-110 na słupie przelotowoskrzyżowaniowym

15

16

Fot. 15. Wymiana izolatora w zawieszeniu ŁPO-110 na słupie dwutorowym z potencjału Fot. 16. Wymiana izolatora w zawieszeniu ŁP2-110 na słupie skrzyżowaniowym

17

18

19

20

Fot. 17, 18. Wymiana izolatora w zawieszeniu ŁO-110

Fot. 19, 20. Wymiana izolatora w zawieszeniu ŁO2-110

107

Ryszard Michniewski / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

108

Efekty ekonomiczne i ekologiczne wynikające z wykonywania prac PPN przy realizacji zadań eksploatacyjnych i remontowych przedstawiono w tab. 5 (dotyczy linii przesyłowych 220 kV i 400 kV, a w tab. 6 – efekty dotyczące przykładowych linii 110 kV. Tabl. 5 Wyłączany element układu przesyłowego

Wzrost strat przesyłowych związanych z wyłączeniem linii (MWh)

Efekty ekonomiczne

Efekt ekonomiczny z tytułu zmniejszenia strat (tys. zł)

Niespalony węgiel (t)

984,4

115,2

7 852

Niewyemitowanie do atmosfery

Godz. przepracowane na linii w technologii PPN

CO2 (t)

SO2 (t)

NOx (t)

Pył (t)

460

962,7

7,85

2,23

0,5

96

919,7

3 667

7 685

62,6

17,82

4,09

156

11 606

1 357,9

5 420

11 351

92,6

26,3

6,05

192

1 829

214

854,1

1 789

14,6

4,15

0,95

170

l. 400 kV Słupsk – Żarnowiec

845

98,8

394,6

826,4

6,74

1,92

0, 44

141

l. 400 kV Krajnik – Dunowo

3 323

388,8

1 552

3 250

26,5

7,54

1,73

65

16 173

2 102,5

7 552,8

15 817

119,4

36,7

8,4

316

487, 5

63,4

227,6

476,8

3,9

1,1

0,254

88

248

35,0

115,8

242,5

1,98

0,56

0,13

45

14 569

2 040

6 803,7

14 248,5

116,2

33

7,6

57 917,0

7 335,3

27 048,0

56 649,0

131,3

30,144

Rok 2004 l. 400 kV Gdańsk Błonia – Żarnowiec Rok 2005 l. 400 kV Krajnik – Dunowo l. 400 kV Grudziądz – Płock Rok 2006 l. 400 kV Dunowo – Słupsk

Rok 2007 l. 400 kV Krajnik – Dunowo l. 220 kV Olsztyn – Ostrołęka Rok 2008 l. 220 kV Olsztyn – Ostrołęka l. 400 kV Krajnik – Dunowo

452,4

285 1 554

Tabl. 6 Lp.

Wyszczególnienie efektów negatywnych, jakie wystąpiłyby w przypadku wymiany izolacji metodą tradycyjną, tj. wyłączenie linii 110 kV

Linia 110 kV Pątnów – Piotrków

Linia 110 kV Grudziądz – Wąbrzeźno

1

Łączny czas pracy na linii związany z wymianą izolacji (godz.) – osłabienie pracy systemu elektroenergetycznego

528

432

2

Liczba wyłączanych stacji transformatorowych 15/0,4 kV, a zasilanych z linii SN krzyżujących linie 110 kV

52

67

3

Moc zainstalowanych transformatorów 15/0,4 kV (MVA) zasilanych z linii 15 kV krzyżujących się z liniami 110 kV

2,93

6,7

4

Czas wyłączenia poszczególnych stacji transformatorowych 15/0,4 kV dla prac na liniach 110 kV (godz.)

5

5

5

Niedostarczona energia z powodu wyłączenia stacji transformatorowych 15/0,4 kV (MWh)

11,7

14,2

6

Niedostarczona energia elektryczna z powodu wyłączenia linii nN krzyżujących linie 110 kV (MWh)

1,1

1

7

Razem niedostarczona energia klientom z powodu wyłączenia linii SN i nN (MWh)

12,8

15,2

8

Wzrost strat sieciowych spowodowany wzrostem obciążenia sąsiednich linii 110 kV (MWh)

266,8

216

9

Koszty związane z dojazdami pogotowia energetycznego w celu dokonania wyłączeń linii SN, nN, uziemienia tych linii i dopuszczenia brygady do pracy (zł)

56 000

90 000

Wykonywanie prac w technologii PPN na liniach przesyłowych 400 kV, 220 kV i rozdzielczych 110 kV w ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Toruniu

Wykonywanie prac PPN na liniach przesyłowych 400 kV, 220 kV i 110 kV to: • nieosłabianie pracy systemu elektroenergetycznego • zmniejszenie strat sieciowych w sieci przesyłowej i dystrybucyjnej • niewyłączanie linii krzyżujących 220 kV, 110 kV, SN i nN • nieograniczanie sprzedaży energii elektrycznej z sieci NN, WN, SN i nN • obniżenie kosztów eksploatacji sieci • zwiększenie BHP przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych i remontowych • wyrabianie poprawnych nawyków przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych i remontowych • podnoszenie poziomu eksploatacji • zmniejszenie w wielu przypadkach czasu wykonywania zabiegu • poprawa w dziedzinie ekologii.

BIBLIOGRAFIA 1. Michniewski R., Aspekty techniczne i ekonomiczne prowadzenia prac pod napięciem w ZE Toruń SA, Energetyka, 2002, nr 10/11.

2. Michniewski R., Czy warto wykonywać PPN na liniach przesyłowych w Polsce?, Energetyka, 2006, nr 6 i Biuletyn Informacyjny PTPiREE, 2006, nr 4.

3. Michniewski R., Prace pod napięciem na słupach odporowych i odporowo-narożnych linii 400 kV – uzyskiwane efekty ekonomiczne, IX Konferencja „Prace pod napięciem w sieciach nn, SN i WN w Polsce i na świecie”, Gdańsk 21–22.06.2007.

4. Michniewski R., Prace pod napięciem na słupach odporowych i odporowo-narożnych linii 400kV – efekty ekonomiczne, Biuletyn Branżowy, 2007, nr 8, Energia elektryczna, PTPiREE. 5. Krawulski A., Niejadlik T., Prace pod napięciem na liniach 400 kV i 220 kV wykonywane w Koncernie ENERGA SA Oddział w Toruniu, VIII Międzynarodowa Konferencja ICOLIM 2006, Czechy, Praga, 7–9.06.2006.

6. Michniewski R., Prace pod napięciem realizowane przez ENERGA-OPERATOR SA Oddział w Toruniu na sieci przesyłowej 400 kV, 220 kV i 110 kV – uzyskane efekty ekonomiczne i związane z ochroną środowiska, IX Międzynarodowa Konferencja ICOLIM 2008 Polska, Toruń, 4–6.06.2008.

7. Dmoch K., Konieczny Z., Prace pod napięciem w ENERGA-OPERATOR SA – nowe technologie na liniach napowietrznych WN, IX Międzynarodowa Konferencja ICOLIM 2008 Polska, Toruń, 4–6.06.2008.

8. Michniewski R., Michniewski D., Niejadlik T., Wykonywanie prac pod napięciem w Polsce na napowietrznych liniach 110 kV, VII Międzynarodowa Konferencja ICOLIM 2004, Rumunia, Bukareszt, 25–27.05.2004.

109

110

Sławomir Noske / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Elblągu

Autorzy / Biografie

Sławomir Noske Elbląg / Polska Kierownik Wydziału Technicznego w Rejonie Energetycznym Elbląg ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Elblągu. Zatrudniony w przedsiębiorstwie energetycznym od 1991 roku.

Absolwent Politechniki Poznańskiej, Wydział Elektryczny.

Ukończył studium podyplomowe z zakresu prawno-menedżerskiego na Politechnice Gdańskiej oraz studia menedżerskie MBA, organizowane przez Gdańską Fundację Kształcenia Menedżerów. W 2006 roku otworzył przewód doktorski na temat „Diagnostyka linii kablowych średniego napięcia z wykorzystaniem badania wyładowań niezupełnych metodą samogasnącej fali napięciowej”.

Od 1995 roku pracuje w zespole przygotowującym wdrożenie systemu komputerowego, wspomagającego eksploatację sieci energetycznych, kieruje wdrożeniem i rozwojem systemu.

Od 2004 roku prowadzi prace związane z diagnostyką kabli SN na podstawie pomiaru wyładowań niezupełnych – wykorzystanie systemu pomiarowego OWTS-25 firmy SEBA – uczestnicząc w projekcie badawczym realizowanym przez Wydział Elektryczny Politechniki Poznańskiej.

Pomiar wyładowań niezupełnych w liniach kablowych średniego napięcia

POMIAR WYŁADOWAŃ NIEZUPEŁNYCH W LINIACH K ABLOWYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA

mgr inż. Sławomir Noske / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Elblągu

WYŁADOWANIA NIEZUPEŁNE Wyładowanie niezupełne jest przestrzennie ograniczonym wyładowaniem elektrycznym częściowo mostkującym izolację. Spowodowane jest miejscową koncentracją naprężeń w izolacji lub na jej powierzchni. Gdy lokalnie pole przekroczy wartość napięcia inicjującego wyładowanie, w obecności elektronu startowego formuje się w lawinę elektronów. Schemat zastępczy kabla z wtrąciną, w której występuje wyładowanie niezupełne, przedstawia rys. 1. Przebieg wyładowania niezupełnego jest zróżnicowany, zależny między innymi od typu materiału izolacyjnego, geometrii wtrącin i ich lokalizacji.

Cb Cc

Rys. 1. Schemat zastępczy linii kablowej z wtrąciną w izolacji, odwzorowaną przez pojemność Cc, Cb jest pojemnością odwzorowującą część izolacji, usytuowaną szeregowo z wtrąciną

Stopień zagrożenia wynikający z powstawania wyładowań zależy między innymi od rodzaju zastosowanej izolacji. Występowanie wyładowań niezupełnych może świadczyć o pogarszającym się stanie izolacji. Pogłębianie degradacji następuje także w wyniku samych wyładowań niezupełnych, tzn. poprzez wzajemne oddziaływanie produktów rozkładu od wyładowań niezupełnych oraz materiału izolacyjnego. Ponieważ wyładowania niezupełne, powstałe na skutek pogorszenia się stanu izolacji, są zjawiskiem szkodliwym i mogą występować w sposób ciągły, stają się one często przyczyną awarii. Wyładowania niezupełne stanowią zagrożenia dla izolacji, zarówno poprzez działanie elektronów o wysokiej energii, np. mogą przerywać wiązania chemiczne w polimerach, jak i oddziaływanie agresywnych produktów rozkładu chemicznego powstałych w wyniku rozerwania molekuł.

Streszczenie Linie kablowe SN stanowią istotny składnik majątku sieciowego przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Za pomocą tych linii zasilane są obszary najbardziej zurbanizowane, tereny gdzie odbiorcy są szczególnie wrażliwi na przerwy w dostawie energii elektrycznej, a skutki usuwania awarii wiążą się ze znacznymi kosztami. Dotychczasowe zarządzanie tą siecią oparte było głównie na analizie awaryjności. Wzrastająca liczba awarii była czynnikiem decydującym w ocenie stanu technicznego linii kablowych.

Rozwój aparatury pomiarowej pozwala na dokonywanie nowych badań w eksploatowanych sieciach kablowych, poszerzając wiedzę o ich stanie technicznym. Dzięki uzyskanym informacjom można zmienić dotychczasowy sposób działania i zarządzania siecią kablową. Można go oprzeć na procesie badania stanu technicznego izolacji poszczególnych

elementów linii kablowej. Do takich nowoczesnych metod pomiarowych można zaliczyć pomiar wyładowań niezupełnych.

111

112

Sławomir Noske / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Elblągu

Rozwój informatyczny i technologiczny w ostatnich dekadach XX wieku pozwolił na budowę przewoźnych urządzeń dających możliwość pomiaru wyładowań niezupełnych w eksploatowanych

POMIAR WYŁADOWAŃ NIEZUPEŁNYCH Wyładowania niezupełne były postrzegane jako szkodliwe dla izolacji już na początku XX wieku, w czasie sieciach energetycznych. gdy rozpoczynano stosować urządzenia wysokiego napięcia. Pierwsze przemysłowe testy wyładowań niezupełJednym rozwiązań nych wykonano jużzw 1940 roku. pozwalających mierzyć wyładowania niezupełne (wnz) w liniach kablowych Rozwój informatyczny i technologiczny w ostatnich dekadach XX wieku pozwolił na budowę przewoźnych średniego napięcia jest system pomiarowy OWTS-25 firmy SEBA KMT. OWTS jest obecnie urządzeń dających możliwość pomiaru wyładowań niezupełnych w eksploatowanych sieciach energetycznych.

Jednym z rozwiązań pozwalających mierzyć wyładowania w liniach kablowych średniego wykorzystywany przez ENERGA-OPERATOR SAniezupełne Oddział w(wnz) Elblągu. napięcia jest system pomiarowy OWTS-25 firmy SEBA KMT. OWTS jest obecnie wykorzystywany przez ENERGAOPERATOR S.A. Oddział w Elblągu.

Rys. 2. Wóz pomiarowy z zainstalowanym systemem OWTS-25

System ten wykorzystuje jako napięcie probiercze samogasnacą falę napięciową. Wytwarzana

Fot. 1. Wóz pomiarowy z zainstalowanym systemem OWTS-25

jest ona poprzez ładowanie badanego kabla do pożądanego napięcia, a następnie rozładowanie go

System ten wykorzystuje jako napięcie probiercze samogasnącą falę napięciową. Wytwarzana jest ona przez badanego specjalniekabla zaprojektowaną cewkę bezrdzeniową.

Częstotliwośćgonapięcia zależna zajest od poprzez ładowanie do pożądanego napięcia, a następnie rozładowanie przez specjalnie projektowaną cewkę bezrdzeniową. Częstotliwość napięcia zależna jest od pojemności kabla i indukcyjności pojemności kabla i indukcyjności cewki. W praktyce, dla badanych linii kablowych mieści się cewki. W praktyce, dla badanych linii kablowych mieści się ona w granicach 200–800 Hz. Tłumienie zanikającej amplitudy napięcia jest ze stratamiHz. dielektrycznymi ona wzwiązane granicach 200–800 Tłumienie w badanym zanikającejkablu. amplitudy napięcia związane jest ze

stratami dielektrycznymi w badanym kablu.

1 f  2π LC

OWTS mierzy falę napięciową powstałą od ładunku indukowanego podczas wyładowania OWTS mierzy falę napięciową powstałą od ładunku indukowanego podczas wyładowania niezupełnego. niezupełnego.

Fala rozchodziAparatura się w dwóch kierunkach.

Aparatura mierzy falęz podłąbiegnącą w Fala napięciowa rozchodzi się napięciowa w dwóch kierunkach. mierzy falę biegnącą w kierunku końca czoną aparaturą (falakońca napięciowa proporcjonalna do wartości ładunku powstałego podczas wnz), a następnie kierunku z podłączoną aparaturą (fala napięciowa proporcjonalna do wartości ładunku falę odbitą od drugiego końca kabla. Pomiar różnicy czasu między pomierzonymi falami pozwala określić miejpowstałego podczasniezupełnego wnz), a następnie odbitąprzed od drugiego kabla.

Pomiar sce wystąpienia wyładowania (rys. 2). falę Dokonana pomiaremkońca kalibracja pozwala naróżnicy wyskalo-czasu wanie aparatury i pomiar intensywności wyładowania wnz w pikokulombach (pC). Kalibracja dokonywana jest między pomierzonymi falami pozwala określić miejsce wystąpienia wyładowania niezupełnego (rys. zgodnie z PN-EN 60270 (tłumaczenie międzynarodowej normy IEC 60270).

3). Dokonana przed pomiarem kalibracja pozwala na wyskalowanie aparatury i pomiar

intensywności wyładowania wnz w pikokulombach (pC). Kalibracja dokonywana jest zgodnie z PNEN 60270 (tłumaczenie międzynarodowej normy IEC 60270).

Pomiar wyładowań niezupełnych w liniach kablowych średniego napięcia

l

q/2

l -x l q/2

x

x

q/2

q/2

l

l -x

l

t

Detekcja wnz

t

Detekcja wnz

Rys. 2. Schematyczny obraz rozchodzenia się fali powstałej w wyniku wyładowania niezupełnego

Rys. 3. Schematyczny obraz rozchodzenia się fali powstałej w wyniku wyładowania niezupełnego

t1  t2 

x v

l  x

Δt t 2  t1

x

l  v Δt 2

v

Analiza i diagnoza wyładowań NIEZUPEŁNYCH niezupełnych ANALIZA I DIAGNOZA WYŁADOWAŃ Analiza wyników pomiaru dokonanych systemem OWTS dostarcza informacji o rozkładzie wyładowań w funkcji długości kabla. Do podstawowych informacji uzyskanych z analizy należą: Analiza początkowe wyników pomiaru dokonanych systemem OWTS dostarcza informacji o rozkładzie • Napięcie wyładowań niezupełnych • Wartość średnia i maksymalna ładunku pozornego przy napięciu początkowym wyładowań niezupełnych. wyładowań w funkcji długości kabla. Do podstawowych informacji uzyskanych z analizy „Ładunek pozorny impulsu wnz odpowiada ładunkowi, który wstrzyknięty w bardzo krótkim czasie między należą: zaciski obiektu badanego spowodowałby takie samo wskazanie przyrządu pomiarowego jak impuls wnz. Ładunek pozorny jest wyrażany w pikokulombach (pC) [3]”  Napięcie początkowe wyładowań niezupełnych • Wartość średnia i maksymalna ładunku pozornego przy napięciu probierczym o wartości Uo • Częstotliwość występowania przy napięciuładunku probierczym o wartości Uo napięciu początkowym  Wartość średnia i wnz maksymalna pozornego przy • Wartość średnia i maksymalna ładunku pozornego przy napięciu probierczym zawierającym się między wyładowań niezupełnych. „Ładunek pozorny impulsu wnz odpowiada ładunkowi, Uo a 2Uo • Częstotliwość napięciu probierczym się między Uo badanego a 2Uo którywystępowania wstrzykniętywnz w przy bardzo krótkim czasie zawierającym między zaciski obiektu • Wykresy z rozkładem wyładowań w funkcji długości kabla (rys. 3) • Anomalia na odcinkach kablowych w poziomie i ilości wnz przy napięciu probierczym do wartości Uo oraz zawierającym się między Uo a 2Uo. Parametr ten nie jest automatycznie określany w procesie analizy pomiarów. Określa go osoba analizująca wyniki pomiarów na podstawie otrzymanych wykresów rozkładu wyładowań w funkcji długości kabla. Jako anomalie przyjmuje się zwiększony poziom wyładowań niezupełnych w danym fragmencie odcinka kablowego, wyraźnie odbiegający od poziomu wyładowań w pozostałej części odcinka. W tym przypadku podawana jest maksymalna wartość wyładowań niezupełnych oraz miejsce jego występowania.

113

114

Sławomir Noske / ENERGA-OPERATOR SA Oddział w Elblągu

Rys. 3. Przykładowe wyniki pomiarów. Widoczne wyładowania niezupełne na ok. 210 m do 230 m linii (rozkład wyładowań w funkcji długości kabla z podziałem na każdą z faz – każdy punkt to pojedyncze wnz, wartość wyładowań w pC)

Wyniki analizy otrzymane w funkcji długości kabla pozwalają zobaczyć linię kablową taką, jaka jest, tzn. jako obiekt liniowy. Jest to nowa jakość w pomiarach linii kablowych.

Analiza wyników pomiaru wnz dostarcza unikatowego zbioru danych. Na podstawie interpretacji danych można przedstawić diagnozę dotyczącą stanu technicznego poszczególnych elementów linii.

WYŁADOWANIA NIEZUPEŁNE W KABLACH PILC W firmie ENERGA-OPERATOR SA Oddział w Elblągu kable tego typu stanowią ok. 65% obecnie eksploatowanych kabli średniego napięcia. Obecnie nie buduje się już nowych linii kablowych PILC, stosuje się wyłącznie kable XLPE. Tak więc dla kabli PILC celem diagnostyki wyładowań niezupełnych jest ocena stanu technicznego izolacji istniejących linii i śledzenie procesów starzeniowych.

W kablach tego typu mogą występować wyładowania niezupełne, a ich ilość i wartość jest zmienna w czasie. Zjawisko to można zaobserwować dzięki dokonywanym on-line pomiarom wyładowań niezupełnych w sieci średniego napięcia. Rys. 4 przedstawia przykładowy graf 3D rozkładu wyładowań w funkcji długości kabla i czasu, otrzymany z pomiaru wnz w Holandii.

Rys. 4. Diagram 3D przedstawiający rozkład wyładowań niezupełnych w funkcji długości w pomiarze on-line, dokonywanym w czasie 8 dni (wyraźne zmiany poziomu wyładowań w funkcji czasu)

Pomiar wyładowań niezupełnych w liniach kablowych średniego napięcia

Rys. 5. Zmiana poziomu wyładowań niezupełnych w zależności od poziomu obciążenia kabla

Na rys. 5 można zaobserwować zależność między obciążeniem kabla a wartością wyładowań niezupełnych. Poziom wnz rośnie w momencie, gdy obciążenie (temperatura i ciśnienie wewnątrz kabla) spada.

Starając się zdiagnozować stan techniczny linii kablowych PILC na podstawie pomiaru wyładowań niezupełnych, należy wiedzieć, że: • Dopuszczalne jest występowanie wyładowań niezupełnych w izolacji linii kablowej, najczęściej mają one charakter rozproszony • Poziom wyładowań i ich intensywność są zmienne w czasie i zależne od poziomu obciążenia kabla. Utrudnia to w znaczny sposób śledzenie zmian wynikających z pogarszania się stanu izolacji • Z praktycznych doświadczeń widać, że poziom wyładowań jest uzależniony od jakości kabla. Z pewnością czynnikiem wpływającym na jakość kabli była w przeszłości sytuacja ekonomiczna w kraju. W konsekwencji nie zawsze starsze kable charakteryzują się wyższym poziomem wnz (strukturę wiekową linii kablowych PILC pokazano na rys. 6). Przykład linii składającej się z dwóch odcinków kabla z różnych lat (o różnych poziomach i intensywności wnz) przedstawia rys. 7.

20,00 18,00 16,00 14,00

l [km]

12,00 10,00

długość kabli PILC

8,00 6,00 4,00 2,00

19 52 19 60 19 63 19 66 19 69 19 72 19 75 19 78 19 81 19 84 19 87 19 90 19 93 19 96 19 99 20 02 20 05 20 08

0,00

Rys. 6. Długość kabli PILC zabudowanych w sieci kablowej SN w poszczególnych latach w ENERGA-Operator S.A. Oddział w Elblągu

115

116

Sławomir Noske / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Elblągu

Rys. 7. Linia kablowa składająca się z dwóch odcinków kablowych (A – HAKnFtA 3x120 mm2, rok budowy 1979; B – HAKnFtA 3x120 mm2, rok budowy 1984).

Odcinek A – napięcie zapłonu poniżej Uo, wyładowania o wartości do 8000 pC, przy napięciu do 1,7 Uo tylko pojedyncze wyładowanie o wartości ok. 25 000 pC. Odcinek B – brak wyładowań przy napięciu Uo, przy napięciu probierczym o wartości do 1,7 Uo poziom wyładowań przekracza 100 000 pC

Powyższe przedstawione zjawiska powodują, że diagnozowanie stanu izolacji tych kabli jest bardzo trudne i wymaga dużego doświadczenia. Trudno, na obecnym etapie badań, przyjąć standardowe wartości wnz, których przekroczenie mogłoby być podstawą decyzji eksploatacyjnych (wymiany wadliwego odcinka, elementu linii).

W ocenie stanu technicznego tych kabli należy w sposób szczególny zwrócić uwagę na anomalie. Jako anomalie traktowane są miejsca o podwyższonym poziomie wnz.

Mimo braku opracowanych jednoznacznych zasad oceny stanu izolacji PILC, można już dzisiaj wspomagać decyzje eksploatacyjne. Poniżej przykład linii kablowej, gdzie po awarii, na podstawie pomiaru wnz, zdecydowano się na wymianę odcinka kabla. Nie ograniczono się do wykonania mufy naprawczej. Celem tego działania prewencyjnego było zapobieżenie dalszym awariom.

Przykład 1 Linia kablowa HAKnFtA 3x120 mm2, plan trasy linii oraz wyniki dokonanej analizy wnz przedstawia rys. 8.

Na kablu, przy napięciu Uo, występują dwa miejsca ze wzmożonym poziomem wnz (30–50 m i 280–300 m).

Rys. 8. Rozkład wyładowań niezupełnych w badanej linii kablowej przed awarią

Pomiar wyładowań niezupełnych w liniach kablowych średniego napięcia

Linia uległa uszkodzeniu na ok. 290 metrze. Na podstawie danych została podjęta decyzja o wymianie całego odcinka kabla, od mufy na 260 metrze do głowicy w stacji. W ramach naprawy nie ograniczono się wyłączne do wykonania mufy naprawczej. Wyniki dokonanego pomiaru wnz po naprawie przedstawione zostały na rys. 9. Brak jest wyładowań na wymienionym odcinku kablowym – usunięto potencjalne miejsce kolejnej awarii.

Rys. 9. Rozkład wyładowań niezupełnych po usunięciu wadliwego odcinka kablowego (kabel oznaczony kolorem czerwonym)

WYŁADOWANIA NIEZUPEŁNE W KABLACH XLPE Izolacja tych kabli powinna być wolna od wyładowań niezupełnych. Pojawiające się wyładowania wskazują na wadę w kablu lub osprzęcie. Ze względu na krzywą histerezy przy zapłonie i gaśnięciu wnz dla tych kabli, groźne mogą okazać się także wyładowania pojawiające się przy napięciu powyżej napięcia pracy. W przypadku zapłonu wyładowań niezupełnych przy wyższym napięciu niż napięcie znamionowe (np. przepięcie w sieci) wnz mogą nie zgasnąć przy powrocie do napięcia pracy (napięcie gaśnięcia mniejsze od napięcia zapłonu). Należy być świadomym, że nie we wszystkich przypadkach pomiar wnz pozwoli wykryć wady izolacji, trudności mogą się pojawić w przypadku drzewienia wodnego. Zjawisko to w sposób szczególny ujawnia się w eksploatowanych liniach kablowych z polietylenu niesieciowanego. Obecność wilgoci przyspiesza proces degradacji izolacji, powodując uszkodzenia kabla.

Mimo tych trudności pomiar wnz daje nowe możliwości uzyskania pełniejszej wiedzy o stanie tych linii kablowych. Odnosi się to szczególnie do kontroli jakości budowanych nowych linii kablowych. Poniżej przedstawiony został jeden z przykładów odkrycia wadliwego wykonania mufy w linii kablowej. Wada taka nie mogłaby być wykryta inną metodą pomiarową.

Przykład 2 Linia wykonana kablem XRUHAKXS 120 mm2 o łącznej długości 515 m, składająca się z dwóch odcinków (360 m + 155 m) połączonych mufami firmy RAYCHEM typ POLJ-24, zakończona głowicami firmy RAYCHEM typ POLT-24. Przed wprowadzeniem kabla do ruchu wykonano próbę napięciową i pomiar szczelności powłoki. Wyniki tych pomiarów były pozytywne. Biorąc pod uwagę, że cały proces układania kabla był w pełni nadzorowany przez służby eksploatacyjne rejonu energetycznego oraz że montażu osprzętu dokonały osoby przeszkolone i z dużym doświadczeniem, można było uznać, że linia wolna jest od wad.

Pomiar wyładowań niezupełnych wykazał jednak wadę – wysoki poziom wyładowań na 360 metrze linii na fazie L3 (rys. 10).

117

Sławomir Noske / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Elblągu

118

Rys. 10. Rozkład wyładowań niezupełnych w badanym kablu, w mufie na 360 m wyładowania niezupełne (faza L3) dla napięcia probierczego o wartości do Uo oraz przy napięciu probierczym do wartości 2Uo

Wyładowania niezupełne wystąpiły w miejscu mufowania dwóch odcinków kablowych. Wskazuje to na wadę mufy na fazie L3. Wyładowania niezupełne powstają już przy napięciu Uo, co stwarza zagrożenie wystąpienia awarii. Na podstawie wyjaśnień wykonawców muf ustalono prawdopodobną przyczynę wady: w trakcie montażu popełniono błąd, nie założono płata sterującego na złączkę. Linia została wybudowana w 2005 roku i przez 3 lata dokonywano na niej cyklicznych pomiarów. W tym okresie nie stwierdzono jednak zmian (wzrostu) wyładowań, linia nie uległa uszkodzeniu. Należy przyjąć, że ewentualny proces degradacji izolacji w tym przypadku następował bardzo wolno. W celu kontroli poprawności uzyskanych wyników przeprowadzono dodatkowe badania w laboratorium wysokich napięć Politechniki Poznańskiej (odcinek z wadliwą mufą został wycięty).

Badania zostały wykonane z wykorzystaniem aparatury firmy James G. Biddle Co. Badania potwierdziły wyniki otrzymane za pomocą aparatury OWTS. 16000 14000 12000 2005-06-01

10000

2005-09-26 2006-10-02

8000

2007-01-25 2007-09-12

6000

2008-02-12

4000 2000 0 PD-Uośr

PD-Uomax

PD-2Uośr

PD-2Uomax

Rys. 11. Zestawienie wyników pomiaru wyładowań niezupełnych, wartości wnz podane w pC

W laboratorium udało się zarejestrować wyładowania o wartości kilkudziesięciu pC (przy badaniach w terenie udaje się odczytać wyładowania o wartości kilkuset pC). Przy tych wartościach napięcie początkowe wyładowań okazało się znacznie niższe niż Uo (4 kV).

.

Fot. 2. Obraz wyładowań niezupełnych w trakcie badania wadliwej mufy aparaturą firmy James G. Biddle Co.

Pomiar wyładowań niezupełnych w liniach kablowych średniego napięcia

Rys. 12. Wykryta wada w mufie – nie został zamontowany płat sterujący

SPODZIEWANE EFEKTY Z UDOSKONALENIA PROCESU ZARZĄDZANIA LINIAMI KABLOWYMI SN Wdrożenie diagnostyki wyładowań niezupełnych do oceny stanu technicznego linii kablowych SN powinno być związane ze zmianą obecnego sposobu zarządzania. Ważne jest, aby przy ocenie stanu technicznego brać pod uwagę także inne informacje otrzymane w czasie eksploatacji sieci (rys. 13).

Wyniki pomiarów wnz ( OWTS Explorer )

Informacje techniczne ( GIS )

Dane o awariach w sieci kablowej SN

Zarządzanie siecią kablową SN

Koszty (ERP np SAP ) ..

Informacje eksploatacyjne

Inne ( obliczenia techn . plan inwestycyjny… )

Rys. 13. Model integracji danych (systemów informatycznych) w celu zgromadzenia pełnej wiedzy o sieciach kablowych

Nowy system zarządzania siecią kablową pozwoli doprowadzić do ograniczenia kosztów zarządzania tym istotnym składnikiem majątku poprzez: • Ograniczenie kosztów eksploatacyjnych wskutek zmniejszenia liczby awarii. Dzięki obserwacji procesu starzenia się poszczególnych elementów linii kablowych podejmowanie decyzji o działaniach prewencyjnych (wymiana odcinków z osłabioną izolacją przed wystąpieniem awarii) • Podniesienie jakości wykonywania nowych linii kablowych. Metoda pomiarowa pozwala odkryć błędy montażowe i nieprawidłowości w wykonaniu linii, które dotychczas były niewykrywalne, a w rezultacie pozwala eliminować te błędy (usunięcie niewłaściwie wykonanych elementów przed odbiorem). Świadomość możliwości kontrolnych podnosi jakość wykonywanych prac • Ograniczenie kosztów inwestycyjnych oraz remontowych poprzez prawidłowe ustalenie priorytetów i zakresu prac (nie zawsze potrzebna jest wymiana całego kabla, można ograniczyć się tylko do wadliwych elementów) oraz przesunięcie części inwestycji i remontów w czasie, dzięki rzetelnej wiedzy o stanie izolacji każdego z elementów sieci (obserwowanie procesu życia linii kablowej).

Podejmowane działania pozwalają zapewnić wysoki poziom niezawodności sieci kablowej średnich napięć i w ten sposób zwiększają zadowolenie oraz zaufanie odbiorców energii. Dzięki ograniczeniu liczby awarii możliwe będzie zapewnienie odpowiedniego standardu obsługi klientów, wymaganego zarówno przez prawo zewnętrzne, jak i normy i standardy zakładowe.

119

120

Sławomir Noske / ENERGA-OPERATOR S.A. Oddział w Elblągu

BIBLIOGRAFIA 1. Gulski E., Diagnozowanie wyładowań niezupełnych w urządzeniach wysokiego napięcia w eksploatacji, Warszawa, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2003.

2. Guide for partial discharge measurements in compliance to IEC 60270, CIGRE Working Group D1.33, 2008.

3. Noske S., Efektywne zarządzanie siecią kablową SN, Elektro-info, 2009, nr 1–2.

4. Noske S., Wykorzystanie diagnostyki opartej o pomiar wyładowań niezupełnych do zarządzania siecią kablową średniego napięcia, Konferencyjne Infotech 2008.

5. PN-EN 60270, Wysokonapięciowa technika probiercza. Pomiar wyładowań niezupełnych, PKN, Warszawa 2003.

6. Rakowska A., Kryteria oceny weryfikujące jakość polietylenu usieciowanego stosowanego jako izolacja kabli elektroenergetycznych, Poznań, Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej, 2000.

7. Rakowska A., Siodła K., Noske S., Wyniki badań wyładowań niezupełnych jako źródło informacji wspomagających zarządzanie siecią kablową średnich napięć, Przegląd Elektrotechniczny, 2008, nr 10.

8. Van der Wielen P., Steennis F.: First Field Experience of On-line Partial Discharge Monitoring of MV Cable Systems with Location, 20th International Conference on Electricity Distribution, Prague 2009.

9. Wester F., Condition Assessment of Power Cables using Partial Discharge Diagnosis at Damped AC Voltages, Optima Grafische Communicatie, Rotterdam 2004.

INFORMACJE DLA AUTORÓW 5HGDNFMD SU]\MPXMH W\ONR QLJG\ ZF]HĂQLHM QLHSXEOLNRZDQH DUW\NXï\ .DĝG\ WHNVW SU]HVïDQ\ GR ķ$FWD (QHUJHWLFDĵ SRGGDZDQ\ MHVW UHFHQ]ML QDXNRZHM 2 NROHMQRĂFL SXEOLNDFML WHNVWöZ GHF\GXMH NROHJLXP UHGDNF\MQH 5HGDNFMD QLH RGV\ïD WHNVWöZ DXWRURP 0DWHULDï\ ļ EH]Z]JOÚGQLH VNïDGDMÈFH VLÚ ] FDïHJR SDNLHWX F]WHUHFK VNïDGRZ\FK DUW\NXï VWUHV]F]HQLH ELRJUDP IRWRJUDğH ļ SURVLP\ SU]HV\ïDÊ GURJÈ HOHNWURQLF]QÈ UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ UWAGA! : WUHĂFL H PDLOD QDOHĝ\ ]DZU]HÊ GDQH NRQWDNWRZH LPLÚ L QD]ZLVNR VWRSLHñ QDXNRZ\ QU WHO VWDFMRQDUQ\ L NRPöUNRZ\ RUD] DGUHV H PDLORZ\ $57<.8 • 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ VWURQ ]QRUPDOL]RZDQHJR PDV]\QRSLVX F]FLRQND SXQNWöZ RGVWÚS PLÚG]\ ZLHUV]DPL NROXPQD • )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') • =DSLV Z]RUöZ 3URVLP\ R XZDĝQH VWRVRZDQLH QRUP LQWHUSXQNF\MQ\FK 1D R]QDF]HQLH PQRĝHQLD Xĝ\ wamy znaku ×" " 3U]\NïDG\ ]DSLVX Z]RUöZ

$

Ȝ $ / u ȜQ

u

.

§, H u ¨¨ H © ,Ȉ

· ªK Q§ , K ¸¸ u « ¦ ¨¨ ¹ «¬ K © ,

º · ¸¸ u K T » » ¹ ¼

• 3U]\SLV\ 1D GROH VWURQ\ 3U]\NïDG\ '] 8 QU SR] ] GQLD SDěG]LHUQLND U 2 W\FK SU]\NïDGDFK SLV]Ú Z NVLÈĝFH )LHGRU % *UDF]\N $ -DNXEF]\N = 5\QHN SR]ZROHñ QD HPLVMÚ ]DQLHF]\V]F]Hñ QD SU]\NïDG]LH 622 w energetyce SROVNLHM :\GDZQLFWZR (NRQRPLD L ¥URGRZLVNR %LDï\VWRN V ļ

• %LEOLRJUDğD 1D NRñFX WHNVWX 3U]\NïDG\ /DUVHQ ( 9 6ZDQQ ' $ $SSO\LQJ 3RZHU 6\VWHP 6WDELOL]HU ,((( 7UDQV 3RZHU $SSDU 6\VW YRO V ļ 0DGDMHZVNL . 6REF]DN % 7UÚEVNL 5 3UDFD RJUDQLF]QLNöZ Z XNïDGDFK UHJXODFML JHQHUDWRUöZ V\QFKUR QLF]Q\FK Z ZDUXQNDFK QLVNLFK QDSLÚÊ Z V\VWHPLH HOHNWURHQHUJHW\F]Q\P PDWHULDï\ NRQIHUHQF\MQH $3( ij *GDñVN

2. STRESZCZENIE • 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ ]QDNöZ EH] VSDFML

• )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 3. BIOGRAM • 'ïXJRĂÊ WHNVWX 2N ]QDNöZ EH] VSDFML

• )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 4. FOTOGRAFIE • )RUPDW =GMÚFLH NRORURZH OXE F]DUQR ELDïH MSJ OXE WLII GSL

tica.org

energe www. acta