Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 01/2009 by ENERGA SA

act

nergetica

01/2010

numer 3/rok 2

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyk贸w

:\GDZFD

Patronat 3ROLWHFKQLND *GDñVND

ENERGA S.A.

Redaktor Naczelny =ELJQLHZ /XERĂQ\

Rada Naukowa -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]

5HGDNFMD $FWD (QHUJHWLFD

XO *URG]ND *GDñVN 32/$1' WHO ID[ H PDLO UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ www. actaenergetica.org 6HNUHWDU] UHGDNFML 5RPDQ %HJHU

3URMHNW JUDğF]Q\ 0LURVïDZ 0LïRJURG]NL

6NïDG 5\V]DUG .XěPD

Korekta 0LURVïDZ :öMFLN

2SLHND UHGDNF\MQD .DWDU]\QD ¿HOD]HN

,661

:\GDZFD w numerze 4

STEROWANIE MASZYNĄ DWUSTRONNIE ZASILANĄ PRACUJĄCĄ, JAKO GENERATOR W ELEKTROWNI WIATROWEJ PRZY ZAPADACH Patronat NAPIĘCIA dr inż. Krzysztof Blecharz 3ROLWHFKQLND *GDñVND 16 BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI

PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ. CZĘŚĆ I: S.A. PRACA WYDZIELONA KSE ENERGA mgr inż. Krzysztof Dobrzyński

Redaktor Naczelny

=ELJQLHZ /XERĂQ\ 26 BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI

PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI Rada Naukowa

ROZPROSZONEJ. -DQXV] %LDïHN 0LHF]\VïDZ %UG\Ă $QWRQL 'PRZVNL ,VWYDQ (UOLFK $QGU]HM *UDF]\N CZĘŚĆ II: SYNCHRONICZNA PRACA KSE Z UCTE 7DGHXV] .DF]RUHN 0DULDQ .DěPLHUNRZVNL -DQ .LFLñVNL -HU]\ .XOF]\FNL mgr inż. Krzysztof Dobrzyński .ZDQJ < /HH =ELJQLHZ /XERĂQ\ -DQ 0DFKRZVNL 2P 0DOLN -RYLFD 0LODQRYLF -DQ 3RSF]\N =ELJQLHZ 6]F]HUED * .XPDU 9HQD\DJDPRRUWK\ -DFHN :DñNRZLF] 38 UDZIAŁ FARM WIATROWYCH W REGULACJI NAPIĘCIA W SIECI 5HGDNFMD DYSTRYBUCYJNEJ

$FWD (QHUJHWLFD dr inż. Jacek Klucznik

XO *URG]ND *GDñVN 32/$1' WHO ID[ 48 ENERGETYKA ROZPROSZONA W SCENARIUSZACH H PDLO UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ ROZWOJOWYCH POLSKIEJ ELEKTROENERGETYKI DO 2020 ROKU www. actaenergetica.org

dr inż. Henryk Kocot

6HNUHWDU] UHGDNFML

5RPDQ %HJHU 60 DROGA DO SMART GRID

mgr inż. Robert Masiąg 3URMHNW JUDğF]Q\

0LURVïDZ 0LïRJURG]NL 70 SUPERKONDENSATORY JAKO MATERIAŁ

DO MAGAZYNOWANIA ENERGII 5\V]DUG .XěPD dr hab. Anna Lisowska-Oleksiak; mgr inż. Andrzej Nowak; mgr inż. Monika Wilamowska Korekta 6NïDG

0LURVïDZ :öMFLN 80 NOWOCZESNE ELEKTROWNIE FOTOWOLTAICZNE Z ZASOBNIKAMI

2SLHND UHGDNF\MQD ENERGII POŁĄCZONE Z SYSTEMEM ELEKTROENERGETYCZNYM .DWDU]\QD ¿HOD]HN prof. dr hab. inż. Antoni Dmowski; mgr inż. Kamil Kompa;

mgr inż. Łukasz Rosłaniec; mgr inż. Bernard Szymański

,661

8ZHSZXBNZ QBSUOFSř XFN /BQÿE[B OBT OBŝ SBMOB FOFSHJB

13;: Ē$; 4*ĵ 8 USVEOZDI J XZNBHBKĩDZDI XBSVOLBDI SØXOJFŕ SZOLPXZDI MJD[Z TJÿ [BVGBOJF (SVQB &/&3(" KBLP OPXPD[FTOB m SNB T[D[FHØMOZ OBDJTL L BE[JF OB QS[ZKB[OF SFMBDKF [ QBSUOFSBNJ XŒ JFSBOJF PSB[ XŒ Ø E[JB BOJF X PCOJŕBOJV LPT[UØX E[JB BMOPĂDJ JDI m SN /JF Vř BKFNZ X XZTJ LBDI CZ X[NBDOJBņ QP[ZDKÿ ř BCJMOFHP QFXOFHP QS[FETJÿCJPSř XB TPMJEOFHP EPř BXDZ VT VH J FOFSHJJ 8JÿDFK NPŕOB PTJĩHOĩņ XŒ Ø QSBDVKĩD [F TPCĩ 5P QS[FQJT OB XZHSBOĩ

XXX FOFSHB QM

Żyjemy w świecie opisanym hasłami i określeniami, które w założeniu są synonimami produktów lub działań nie zawsze precyzyjnie je definiującymi. Dotyczy to również energetyki i elektroenergetyki. Przykładowo w programach Unii Europejskiej znajduje się działanie zwane Intelligent Energy for Europe. Budowane są sieci elektroenergetyczne nazywane Smart grids. Realizowane są programy nazywane Smart metering. Słowa smart, intelligent, ale również przedrostki bio-, a zwłaszcza eco- w różnych konfiguracjach stają się identyfikatorami nowych technologii i produktów, a w domyśle identyfikatorami czy też obietnicami bezpieczeństwa, zmniejszania kosztów i dalej szczęśliwej, lepszej przyszłości. Określenia te czasami, tak jak wspomniana intelligent energy, nie mają sensu fizycznego. Nie ma bowiem w technice (fizyce) energii inteligentnej, tak jak nie ma inteligentnej siły, masy, prędkości czy odległości. Czasami pojęcia te, pomimo powszechnego używania, nie są precyzyjnie zdefiniowane. Ma to na przykład miejsce w przypadku Smart grids, gdzie proces dochodzenia do powszechnie akceptowanej definicji jeszcze trwa. Jako przykład podaję jedną z definicji, opracowaną przez European Technology Platform SmartGrids: The smart grids are „electricity networks that can intelligently integrate the behaviour and actions of all users connected to it – generators, consumers and those that do both – in order to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies”. Warto tu zwrócić uwagę na wszechobecne słowo intelligent. Czasami określenia te, jak ma to miejsce w przypadku Smart metering, ale też Smart grids, obiecują w potocznym tych słów rozumieniu znacznie więcej, niż opisywane systemy są w stanie zaoferować. Przykładowo Smart metering w realizowanym obecnie zakresie oznacza w istocie tylko – a może aż – system składający się z liczników pomiarowych energii pozwalających na zdalną komunikację z centrum rozliczeniowym i systemu przetwarzania informacji pomiarowych. W swojej rozwiniętej postaci, tj. z dwukierunkową komunikacją z licznikami pomiarowymi energii, może oznaczać również system sterowania przez operatora systemu mocą i energią pobieraną przez odbiorców. Czy zasługuje to na określenie smart lub intelligent? Z punktu widzenia techniki – nie. Gwoli ścisłości i na marginesie należałoby wspomnieć, że pojęcie inteligencji również nie doczekało się powszechnie akceptowanej, jednoznacznej definicji. Test Turinga maszyny inteligentnej (systemu inteligentnego) ze względów oczywistych nie znajduje tu zastosowania. Określenia te, co jest zapewne założeniem twórców, są jednak skompresowaną kwintesencją nowoczesności o dużej sile oddziaływania społecznego. Jest to niewątpliwie ich zaletą i siłą. Pewnym niebezpieczeństwem jest tu jednak możliwość nadinterpretacji tych pojęć przez ich odbiorców, co w dalszej konsekwencji może prowadzić do rozczarowań. Ponieważ pojęcia tak jak towar ulegają zużyciu, ciekawe jest, jak nazywane będą tego typu systemy w przyszłości, gdy słowa smart i intelligent się zdewaluują. W tym jednak przypadku również należy wierzyć w ludzi. Bez względu jednak na używaną terminologię i stosunek do niej (powyższych treści nie należy traktować jako negację, a raczej jako spostrzeżenie) systemy energetyczne i elektroenergetyczne rozwijają się i będą się rozwijać. Rozwój ten niewątpliwie zmierza w kierunku systemów rozproszonych, z zachowaniem jednak jeszcze w stosunkowo długim okresie, dużych źródeł energii. Jednym z wielu przyczynków tego rozwoju są prezentowane w 3 numerze Acta Energetica artykuły. Zapraszam do lektury. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Krzysztof Blecharz Gdańsk / Polska Studia ukończył na Wydziale Elektrycznym Politechniki Częstochowskiej (2002). Stopień naukowy doktora uzyskał na Politechnice Gdańskiej na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki (2008). Obecnie zatrudniony jest na stanowisku adiunkta w Katedrze Wysokich Napięć i Aparatów Elektrycznych PG. Główne zainteresowania badawcze dotyczą obszarów: sterowania napędem elektrycznym, układów generatorowych z maszyną dwustronnie zasilaną, nowoczesnych elektrowni wiatrowych, przekształtników energoelektronicznych dużych mocy.

Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

STEROWANIE MASZYNĄ DWUSTRONNIE ZASILANĄ, PRACUJĄCĄ JAKO GENERATOR W ELEKTROWNI WIATROWEJ PRZY ZAPADACH NAPIĘCIA dr inż. Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska 1. WSTĘP Nowoczesne układy generatorowe, wykorzystywane obecnie w elektrowniach wiatrowych, umożliwiają przekazywanie energii elektrycznej do sieci w szerokim zakresie zmian prędkości turbiny wiatrowej. Praca maszyny w szerokim zakresie prędkości obrotowej wału generatora pozwala na ograniczenie naprężeń mechanicznych zarówno na wale, jak i przekładni mechanicznej oraz zwiększenie efektywności wykorzystania turbiny wiatrowej. W elektrowniach wiatrowych dużych mocy jako generatory stosuje się maszyny indukcyjne pierścieniowe, w których wirnik zasilany jest przez przekształtnik energoelektroniczny umożliwiający dwukierunkowy przepływ energii, natomiast stojan połączony jest bezpośrednio z siecią elektroenergetyczną (rys. 1). W literaturze rozwiązania tego typu nazywane są układami generatorowymi z maszyną dwustronnie zasilaną.

�

sieć Pss Pr Psr

u dc

Przekształtnik maszynowy

ips

Przekształtnik sieciowy

Rys. 1. Elektrownia wiatrowa z maszyną dwustronnie zasilaną – rozpływ energii przy prędkości nadsynchronicznej

Główną zaletą, która wyróżnia tego typu rozwiązania w stosunku do innych, jest moc przekształtnika zasilającego wirnik, stanowiąca ok. 30% mocy znamionowej całego generatora. Ma to duże znaczenie ze względu na koszt konstrukcji przekształtnika w obwodzie wirnika, przy stale rosnących mocach jednostkowych instalowanych elektrowni wiatrowych. Dużą wadą układów generatorowych z maszyną dwustronnie zasilaną jest ich czułość na zakłócenia napięcia po stronie stojana. Pomiędzy wirnikiem i stojanem występuje sprzężenie magnetyczne, to sprawia, że zakłócenia napięcia, pochodzące od strony systemu elektroenergetycznego, są bezpośrednio transformowane na stronę wirnika. Za-

Streszczenie W artykule przedstawiono problematykę dotyczącą sposobów regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej, pracującej jako generator w elektrowni wiatrowej. Poruszono problem działania generatora w przypadku pojawienia się zakłóceń napięcia po stronie systemu elektroenergetycznego w postaci zapadu napięcia. Zaprezentowano

układy regulacji mocy oparte na modelach multiskalarnych maszyny asynchronicznej, umożliwiające rozszerzenie zakresu nieprzerwanej pracy generatora w przypadku pojawienia się zapadu napięcia na przyłączu elektrowni wiatrowej do systemu.

Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

kłócenia napięcia w istotny sposób wpływają na działanie przekształtnika zasilającego wirnik generatora i mogą doprowadzić do jego uszkodzenia. Do najczęściej występujących zakłóceń w pracy systemu elektroenergetycznego należą zwarcia. Bezpośrednim efektem zwarć są spadki napięcia na elementach sieci przesyłowej i występowanie zapadów napięcia w węzłach systemu. Cechą charakterystyczną maszyny dwustronnie zasilanej są słabo tłumione oscylacje strumienia będące efektem zapadu napięcia po stronie stojana. Oscylacje strumienia przekładają się bezpośrednio na oscylacje mocy przekazywanej do systemu. Jest to zjawisko niekorzystne. Zadaniem układu regulacji generatora, w normalnych warunkach pracy, jest możliwość niezależnej regulacji mocy czynnej i biernej, przy zachowanych parametrach jakości generowanej energii [1]. Jeśli wystąpi zakłócenie napięcia po stronie sieci elektroenergetycznej, układ regulacji generatora powinien działać prawidłowo w zakresie wynikającym z ograniczeń konstrukcyjnych przekształtnika w obwodzie wirnika oraz tłumić oscylacje mocy wyjściowej przekazywanej do systemu. Pozwala to na aktywne oddziaływanie elektrowni wiatrowej w kierunku stabilizacji napięcia na przyłączu do sieci poprzez dostarczanie mocy biernej. W przepisach operatorów sieci przesyłowych w różnych krajach [2, 3] zawarto wytyczne dotyczące nieprzerwanej pracy elektrowni wiatrowej w sytuacji wystąpienia zapadu napięcia. Spełnienie warunków narzuconych przepisami poszczególnych operatorów umożliwia utrzymanie w systemie możliwie dużej liczby turbin wiatrowych. Zmniejsza to tym samym ryzyko wygenerowania dodatkowego zakłócenia lub destabilizacji systemu. Prezentowane w literaturze struktury układów regulacji mocy można podzielić ze względu na rodzaj stosowanych metod sterowania. Do największej grupy układów regulacji można zaliczyć rozwiązania oparte na technice sterowania polowo zorientowanego (ang. FOC) oraz układy wykorzystujące metodę bezpośredniego sterowania momentem (ang. DTC). Mniejszą grupę układów regulacji stanowią rozwiązania wykorzystujące technikę sterowania nieliniowego z modelami multiskalarnymi maszyny dwustronnie zasilanej, opracowane na Politechnice Gdańskiej [4].

2. MODEL MATEMATYCZNY UKŁADU ELEKTROWNI WIATROWEJ W celu badania dynamiki działania układów regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej oraz reakcji układu generatora na występowanie symetrycznych zapadów napięcia po stronie systemu elektroenergetycznego opracowano model matematyczny układu elektrowni wiatrowej.

�

is L net G

unet

Rnet i net

idg Lg

model sieci i filtra na wyjściu elektrowni wiatrowej

idr

ig Pgsc

MDZ Pr

model przekształtnika dwukierunkowego

model MDZ

Rys. 2. Schemat modelu elektrowni wiatrowej

Model matematyczny układu zawiera kilka elementów: uproszczony model sieci elektroenergetycznej, model ﬁltra, funkcjonalny model dwukierunkowego przekształtnika w obwodzie wirnika oraz model maszyny dwustronnie zasilanej. Do opisu dynamiki modelu maszyny dwustronnie zasilanej zastosowano równania wektorowe jak dla maszyny monoharmonicznej w postaci [4]: � dS u S  R S iS   ja  S d

(1)

Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

� d r u R  R R iR   j(a  m ) r d * � dm J  Im  S iS  m o d

�  L iS  L i R S S m �  L i R  L iS R R m

(2) (3) (4) (5)

gdzie: � S ,  R – wektory przestrzenne strumieni stojana i wirnika, �u S , u R – wektory przestrzenne prądów stojana i wirnika,�u S , u R – wektory przestrzenne napięć stojana i wirnika, RS, RR – rezystancje uzwojeń stojana i wirnika, τ – czas względny, ωm – prędkość kątowa wirnika, ωa – prędkość kątowa wirowania układu odniesienia, J – moment bezwładności wirnika, mo – moment napędowy na wale maszyny. Szczegółowy opis pozostałych elementów modelu matematycznego, w postaci układu równań różniczkowych, przedstawiono w pracy [5].

3. MODEL MULTISKALARNY MASZYNY DWUSTRONNIE ZASILANEJ Do syntezy układu regulacji mocy generatora korzystne jest zastosowanie modelu multiskalarnego maszyny asynchronicznej pierścieniowej, zaproponowanego w pracy [6]. Model multiskalarny typu „z” maszyny dwustronnie zasilanej powstaje w wyniku przyjęcia zmiennych stanu zależnych od wartości wektorów strumienia stojana i prądu wirnika oraz kąta zawartego pomiędzy tymi wektorami, zmienne stanu są natomiast niezależne od układu współrzędnych. Zmienne przyjmują postać: �z11  r

(6)

�z12   sx i ry   syi rx

(7)

�z 21   S2

(8)

�z 22   sx i rx   syi ry

(9)

Wyznaczając pochodne zmiennych multiskalarnych z wykorzystaniem równań wektorowego modelu matematycznego maszyny (1)–(5), uzyskuje się układ nieliniowych równań różniczkowych modelu multiskalarnego [6]: �dz11 L m 1  z12  m 0 d JLS J

�dz12

d



1 L L L z12  z11z 22  m z11z 21  s u r1  m u sf 1  u si1 TV w w w

�dz 21 R R L  2 S z 21  2 S m z 22  2u sf 2 d LS LS

�dz 22 d



2 1 R L R L z 2  z 22 L L z 22  S m z 21  S m 12  z11z12  S u r 2  m u sf 2  u si2 TV LS w  LS z 21 w w

(10) (11) (12) (13)

gdzie: �u r1  u ry  sx  u rx  sy

(14)

Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

�u r 2  u rx  sx  u ry  sy

(15)

�u sf 1  u sy  sx  u sx  sy

(16)

�u sf 2  u sx  sx  u sy  sy

(17)

�u si1  u syi rx  u sx i ry

(18)

�u si2  u sx i rx  u syi ry

(19)

� TV 

LS w  L2S R r  L2m R S  w  R S

(20)

Moc czynną i bierną maszyny dwustronnie zasilanej po stronie stojana, w stanie ustalonym generatora, można wyrazić za pomocą przyjętych zmiennych multiskalarnych w następujący sposób [6]: � L PS   m z12 Ls

(21)

� 1 Lm QS   z 22 Ls Ls

(22)

4. UKŁADY REGULACJI MOCY MASZYNY DWUSTRONNIE ZASILANEJ Do syntezy układu regulacji zastosowano model multiskalarny typu „z” maszyny dwustronnie zasilanej. W układzie regulacji mocy generatora można stosować różne typy regulatorów. W pracy [4] do regulacji mocy czynnej i biernej zastosowano kaskadowo połączone cztery regulatory typu PI, po dwa w torze regulacji mocy czynnej i biernej. W przypadku zastosowania regulatorów typu PI niezbędna jest linearyzacja równań maszyny poprzez zastosowanie bloku odsprzężenia [4]. Niestety, ten układ regulacji nie umożliwia tłumienia oscylacji mocy przekazywanej do systemu wywołanych zapadem napięcia po stronie sieci [5]. W celu poprawy działania układu regulacji zaproponowano zastosowanie w torach regulacji nieliniowego regulatora ślizgowego, opartego na technice sterowania ślizgowego. Schemat struktury regulacji zaprezentowano na rys. 3 [7]. Zastosowanie regulatora ślizgowego powoduje pojawienie się w przebiegach wielkości regulowanych oscylacji o małej amplitudzie i dużej częstotliwości oraz możliwości występowania stałej wartości średniej błędu. Jest to cecha charakterystyczna układów z regulatorami ślizgowymi i jest wywołana efektem szybkich przełączeń wewnątrz struktury regulatora. Jednym z rozwiązań umożliwiających ograniczenie tego zjawiska jest wymuszenie ruchu ślizgowego w dodatkowej pomocniczej pętli sprzężenia zwrotnego, obejmującego swoim działaniem obserwator zmiennych sterowanych. Struktura układu regulacji mocy generatora oparta na tym podejściu algorytmicznym została przedstawiona na rys. 4. Opis matematyczny obserwatora dynamiki zmiennych multiskalarnych zaprezentowano w pracy [9]. Sposób syntezy oraz struktura wewnętrzna regulatora ślizgowego została pokazana w pracy [7]. W obu proponowanych układach regulacji prędkość wału generatora była estymowana na podstawie pomiaru prądu wirnika w układzie współrzędnych wirnika, a następnie obliczenia tego samego prądu w układzie współrzędnych stojana [4].

Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

�

sieć

u r1 ur2

Regulator ślizgowy

Układ regulacji falownika sieciowego

Transformacja

u r�S

u r�S u r�R

(+)

Transformacja

� RSestK K orekcja

Qzad

K orekcja

(+)

Pzad

z11, z12, z21, z22

(+)

(-)

usf 1, u sf2, u si1, u si2 ps

u r�R

Sterownik wektorowy

� RSes t Estymacja: �s ��S kąta położenia wirnika, strumienia stojana, zmiennych modelu multiskalarnego , mocy P i Q

ir��R

MDZ

is ��S u s�� S

Rys. 3. Schemat struktury układu regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej z regulatorem ślizgowym, oparty na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z”

�

sieć

ur1 ur2

Regulator ślizgowy

u r�S

z12

Pzad

(+)

Obserwator zmiennych multiskalarnych

(+) (-)

Qzad

(-)

u r �S

u r�R

Transformacja, korekcja

z22

z11, z12, z21, z22 ps

Układ regulacji falownika sieciowego

Transformacja, korekcja

ur�R

� s��S

Sterownik wektorowy

Odtwarzanie: kąta położenia wirnika, strumienia stojana, u sf1, u sf2, u si1, u si2 zmiennych modelu multiskalarnego, mocy P i Q

ir��R

MDZ

i s�� S u s��S

Rys. 4. Schemat struktury układu regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej z regulatorem ślizgowym i obserwatorem zmiennych multiskalarnych, oparty na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z”

Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

5. STEROWANIE MOCĄ CZYNNĄ I BIERNĄ MDZ W normalnym stanie pracy sieci elektroenergetycznej, w którym wartości wszystkich jej parametrów są zachowane w dopuszczalnych przedziałach [10], wartość mocy czynnej w elektrowni wiatrowej, która jest przekazywana do systemu, ustalana jest na wyjściu nadrzędnego układu regulacji mocy. Wartość tej mocy uzależniona jest od siły wiatru oraz parametrów turbiny wiatrowej. Istotne znaczenie, z punktu efektywności pracy elektrowni wiatrowej, ma maksymalizacja mocy pozyskiwanej z wiatru. Zagadnienie to jest tematem wielu publikacji [12, 13]. W celu zapewnienia prawidłowego i stabilnego działania systemu energetycznego operatorzy systemu przesyłowego, w przypadku dużych jednostek wytwórczych, wymagają prognozowania wartości mocy czynnej, która może być przekazywana przez elektrownię wiatrową do systemu [3]. Ważnym elementem współpracy generatora elektrowni wiatrowej z systemem przesyłowym jest dynamika regulacji mocy. W przepisach [10] zawarte są wytyczne dotyczące szybkości zmiany mocy czynnej na przyłączu elektrowni. Polski operator systemu przesyłowego wymaga, aby średni gradient zmiany mocy czynnej w czasie 1 minuty nie przekroczył 30% mocy znamionowej farmy wiatrowej, a układy regulacji poszczególnych jednostek generatorów powinny zapewnić zmniejszenie mocy czynnej do wartości co najmniej 20% mocy znamionowej w czasie mniejszym niż 2 s. W przypadku małych jednostek wytwórczych wymagania te określane są indywidualnie w umowie o przyłączenie. Regulacja mocy biernej po stronie stojana, w normalnym stanie sieci, może być realizowana według dwóch odmiennych strategii. W pierwszej strategii maszyna magnesowana jest przez składową magnesującą prądu wirnika, moc bierna generowana jest przez falownik maszynowy. Maszyna zasilana w ten sposób nie pobiera z sieci mocy biernej indukcyjnej. Generator pracuje przy współczynniku mocy równym jedności. Wartość mocy biernej zadanej do układu regulacji ustawiana jest na zero. W drugiej strategii generator może pracować przy dowolnym możliwym do uzyskania współczynniku mocy. Wartość mocy biernej na wyjściu generatora elektrowni wiatrowej ustalana jest przez operatora farmy wiatrowej z uwzględnieniem aktualnej wartości generowanej mocy czynnej i wymaganego poziomu napięcia w punkcie przyłączenia elektrowni wiatrowej do systemu według zależności [11]: �Q zad  min Q max , Q  S S PCC

(23)

gdzie: ΔQPCC oznacza wartość mocy biernej na przyłączu generatora do systemu w celu zapewnienia wymaganego poziomu napięcia. Natomiast QSmax jest maksymalną wartością mocy biernej przy uwzględnieniu znamionowej mocy pozornej generatora i mocy czynnej dostarczanej do systemu i jest określona następująco: � max QS 

S   P  max 2 MDZ

zad 2 S

(24)

Zgodnie z wymaganiami stawianymi przez operatorów sieci przesyłowych, w normalnych warunkach pracy generator elektrowni wiatrowej podłączony do systemu elektroenergetycznego musi mieć możliwość pracy ze współczynnikiem mocy w zakresie od 0,975 o charakterze indukcyjnym do 0,975 o charakterze pojemnościowym [10], w pełnym zakresie obciążenia. Zmiana wartości mocy czynnej i biernej na wyjściu generatora, w szerokim zakresie współczynnika mocy cos(φ), jest związana ze zmianami napięcia zasilania wirnika generatora. Napięcie generowane przez przekształtnik zasilający wirnik maszyny jest funkcją zadanych wartości mocy czynnej i biernej oraz poślizgu wału generatora. Wartość tego napięcia można wyrazić za pomocą zależności zapisanej wektorowo w postaci: �  R  jsL R uR   R jL m 

 R R  jsL R R S  jLS   sL2m   u  S   iS  jL m   

(25)

Zależność (25) uzyskano na podstawie równań wektorowych generatora (1) – (5) w stanie ustalonym dla układu współrzędnych wirującym synchronicznie. Na rys. 5 i rys. 6 pokazano wartości amplitudy napięcia wirnika w zależności od prędkości obrotowej wału i punktu pracy generatora. Prezentowane wykresy uzyskano na podstawie zależności oraz wyrażeń na moc czynną i bierną po stronie stojana, parametryzując odpowiednio war-

Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

tości mocy czynnej i biernej, zadawane w układzie regulacji mocy. Wartość mocy czynnej Ps = –0,5 jest równa mocy znamionowej generatora. Natomiast wartość mocy biernej Qs = 0,7 odpowiada mocy biernej indukcyjnej pobieranej przez stojan generatora w stanie, gdy wirnik maszyny nie jest zasilany. �

�

0.5

0.5 Qs =-0.3

0.4

0.3

Ps= -0.2

|ur |

0.2

0.1

Qs=0.7

Qs =0.7

0.7

0.8

Ps = -0.5

Ps= -0.5

0.9

��

1.1

1.2

1.3

Rys. 5. Amplituda napięcia wirnika w funkcji prędkości obrotowej wału i mocy czynnej Ps przy stałej wartości mocy biernej Qs

0.7

0.8

0.9

��

1.1

1.2

1.3

Rys. 6. Amplituda napięcia wirnika w funkcji prędkości obrotowej wału i mocy biernej Qs przy stałej wartości mocy czynnej Ps

Wykresy prezentowane na rys. 5 i rys. 6 umożliwiają oszacowanie zapasu wartości napięcia zasilania wirnika możliwego do wygenerowania przez przekształtnik maszynowy, w zależności od punktu pracy generatora. Jest to szczególnie istotne z uwagi na możliwość kontynuowania ciągłej pracy generatora, w chwili wystąpienia zapadu napięcia sieci. Regulacja mocy biernej po stronie stojana ma istotne znaczenie ze względu na sposób pracy maszyny dwustronnie zasilanej, przy zmianach napięcia sieci oraz w przypadku pojawienia się zapadu napięcia na przyłączu elektrowni. Wraz z obniżeniem wartości napięcia sieci zmniejsza się również obszar możliwej do wygenerowania przez generator mocy czynnej i biernej [8].

6. WYNIKI BADAŃ SYMULACYJNYCH I EKSPERYMENTALNYCH W celu określenia prawidłowości działania zaproponowanych układów regulacji oraz słuszności przyjętego modelu matematycznego układu elektrowni wiatrowej przeprowadzono badania symulacyjne oraz eksperymentalne. Badania symulacyjne działania poszczególnych układów regulacji oraz reakcji generatora na symetryczny zapad napięcia, po stronie sieci, wykonano przy użyciu programu komputerowego napisanego w języku C++ w pakiecie programistycznym Borland C++ 4.5. Do rozwiązywania układu równań różniczkowych zastosowano metodę całkowania numerycznego Runge-Kutta IV rzędu. W programie symulacyjnym uwzględniono impulsowy charakter działania układów regulacji oraz algorytm modulacji szerokości impulsów, zarówno po stronie falownika maszynowego, jak i sieciowego. Wszystkie wielkości wyrażono w jednostkach względnych [4]. Badania eksperymentalne modelu elektrowni wiatrowej przeprowadzono na stanowisku laboratoryjnym, którego strukturę pokazano na rys. 7. Do badań wykorzystano maszynę dwustronnie zasilaną o mocy 2 kW oraz generator synchroniczny o mocy pozornej 20 kVA. Zapady napięcia sieci wymuszano poprzez krótkotrwałe załączenie symetrycznego trójfazowego odbiornika o małej rezystancji R3. Takie rozwiązanie umożliwiało uzyskiwanie zapadów napięcia w szerokim zakresie głębokości oraz czasu ich trwania. W trakcie badań założono niezmienność prędkości obrotowej wału generatora elektrowni wiatrowej.

Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

12 �

MDZ

sterownik tyrystorowy

konsola operatora

Rys. 7. Schemat struktury stanowiska laboratoryjnego

Praca w układzie połączeń jak na rys. 7, gdzie energia wymieniana jest pomiędzy maszyną dwustronnie zasilaną, przekazującą energię pozyskaną na wale do generatora synchronicznego, jest niekorzystna ze względu na duże oscylacje mocy w układzie. Dlatego generator synchroniczny obciążono zewnętrznym trójfazowym odbiornikiem R1 o charakterze rezystancyjnym. Pozwoliło to na wyrównanie bilansu mocy w układzie. Badania dynamiki działania prezentowanych układów regulacji polegały na wymuszaniu skokowych zmian wartości wielkości zadanych w torach regulacji mocy czynnej i biernej. Ocenie podlegał wpływ oddziaływania poszczególnych torów regulacji pomiędzy sobą oraz szybkość odpowiedzi na skoki mocy. W celu porównania właściwości dynamicznych badanych układów regulacji wszystkie układy poddawane były takiej samej sekwencji zmian wielkości zadanych. Wyniki badań symulacyjnych pokazano na rys. 8 i rys. 9. Krótki czas trwania sekwencji skokowej zmiany mocy czynnej i biernej wynikał z małych stałych czasowych generatora. Badanie reakcji układu generatora na zapad napięcia sieci polegało na wymuszaniu symetrycznych zapadów napięcia, po stronie stojana maszyny, o różnej głębokości i czasie trwania. Ocenie została poddana zdolność kolejnych układów regulacji do tłumienia oscylacji mocy przekazywanej do systemu oraz zakres prawidłowej pracy układu regulacji. Wyniki badań eksperymentalnych dla zapadów o czasie trwania równym 200 ms zostały pokazane na rys. 10 oraz rys. 11. a)

symulacja

� 0

-0.5

-1

2 z11

2 z 11

0 z 12

0 z12

-0.5

1.5

z21

z 21

1.0

1 z22

1 z 22

0 0

100

czas [ms]

100

czas [ms]

Rys. 8. Przebiegi mocy czynnej ps i biernej qs po stronie stojana MDZ oraz przebiegi zmiennych multiskalarnych dla układu regulacji opartego na zależnościach modelu typu „z” z regulatorem ślizgowym a) i z regulatorem ślizgowym i obserwatorem b)

Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

� 0 z 12 -0.5 2 z21 0 1 z22 0 0

100

czas [ms]

Rys. 9. Przebiegi zmiennych multiskalarnych odtworzonych w obserwatorze, przebiegi jak dla zdarzenia pokazanego na rys. 8b

�

0.5 0 -0.5

ωr

1 0 -1

1 0

0.5 z 12 0 -0.5 uab 2 ubc 0 uca -2

isa 0.5 isb 0 isc -0.5

ira irb irc

2 0 -2 0

200

400

czas [ms ]

Rys. 10. Reakcja MDZ na zapad napięcia o czasie trwania 200 ms i głębokości do 70% UN dla układu regulacji opartego na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z” z regulatorem ślizgowym (EKSPERYMENT)

Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

14 �

1 ps 0 -1 1 qs 0 -1 1 z12 0 -1 ωr

2 0

uab 2 ubc 0 uca -2 isa isb isc

1 0 -1

ira irb irc

2 0 -2

200

400

czas [ ms]

Rys. 11. Reakcja MDZ na zapad napięcia o czasie trwania 200 ms i głębokości do 60% UN dla układu regulacji opartego na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z” z regulatorem ślizgowym i obserwatorem (EKSPERYMENT)

7. PODSUMOWANIE Na podstawie przeprowadzonych badań można stwierdzić, że opracowane układy regulacji umożliwiają niezależną regulację mocy czynnej i biernej po stronie stojana maszyny dwustronnie zasilanej. Układy regulacji charakteryzują się dużą dynamiką działania, odpowiedź układów regulacji na skokowe zmiany wartości zadanych mocy, w poszczególnych torach regulacji, jest bardzo szybka. W przypadku wystąpienia zapadów napięcia sieci układy regulacji umożliwiają ciągłą nieprzerwaną pracę generatora. Zakres prawidłowej pracy generatora uzależniony jest od dopuszczalnego maksymalnego napięcia po stronie wirnika, które może być wygenerowane przez przekształtnik maszynowy. Spośród badanych układów regulacji układ z regulatorem ślizgowym i obserwatorem charakteryzuje się najlepszymi właściwościami tłumienia oscylacji w przebiegach mocy wyjściowej.

Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

BIBLIOGRAFIA 1. Norma: EN 61400-21: 2001 Turbozespoły wiatrowe. Część 21: Pomiar i ocena parametrów jakości energii dostarczanej przez turbozespoły wiatrowe przyłączone do sieci elektroenergetycznej. 2. Jauch C., Sorensen P., Bak- Jensen B., International Review of Grid Connection Requirments for Wind Turbines. Proc. of Nordic Wind Power Conference, 2004. 3. Matevosyan J., Ackermann T., Bolik S., Soder L., Comparison of International Regulations for Connection of Wind Turbines to the Network. Proc. of Nordic Wind Power Conference, 2004. 4. Krzemiński Z., Cyfrowe sterowanie maszynami asynchronicznymi. Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, 2001. 5. Blecharz K., Krzemiński Z., Kulesza K., Problemy dostosowana układu sterowania maszyną dwustronnie zasilaną do nowych wymagań. Modelowanie i Symulacja, Kościelisko 2004. 6. Krzemiński Z., Sensorless Multiscalar Control of Double Fed Machine for Wind Power Generators. Proc. of PCC, Osaka 2002. 7. Blecharz K.: Sterowanie ślizgowe maszyną dwustronnie zasilaną. Materiały konferencyjne SENE, Łódź 2005. 8. Blecharz K.: Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zmianach napięcia sieci zasilającej. Rozprawa doktorska. Gdańsk 2008. 9. Blecharz K., Krzemiński Z., Bogalecka E., Control of a Doubly-Fed Induction Generator in Wind Park during and after Line-Voltage Distortion. Proc. of Electromotion 2009, Lille. 10. PSE Operator S.A. (2006): Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. 11. Ko H.S., Jatskevitch J.: Increase of Fault Ride-Trough Capability for the Grid-Connected Wind Farms. Power Engineering Society General Meeting, 2006. 12. Abo-Khalil A., Lee D.-C., Seok J.-K., Variable Speed Wind Power Generation System Based on Fuzzy Logic Control for Maximum Output Power Tracking. Proc. of 35th Annual IEEE Power Electronics Specialists Conference, Germany 2004. 13. Koutroulis E., Kalaitzakis K., Design of a Maximum Power Tracking System for Wind-Energy-Conversion Applications, IEEE Transaction on Industrial Electronics, vol. 53, no. 2, 2006.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Krzysztof Dobrzyński Gdańsk / Polska Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w 1999 roku. Od roku 2005 jest pracownikiem Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej na stanowisku asystenta. Obszar zainteresowań to współpraca źródeł generacji rozproszonej z systemem elektroenergetycznym, modelowanie matematyczne, sterowanie systemem elektroenergetycznym, instalacje inteligentne w budynkach.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część I: Praca wydzielona KSE

BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ CZĘŚĆ I: PRACA WYDZIELONA KSE mgr inż. Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Artykuł na podstawie opracowania wykonanego w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”

1. WSTĘP W Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) w ponad 90% energia elektryczna wytwarzana jest w elektrowniach konwencjonalnych. Jednak w ostatnich latach obserwuje się bardzo ożywione zainteresowanie inwestorów źródłami generacji rozproszonej. Dotyczy to przede wszystkim energetyki wiatrowej. Widoczne jest to w liczbie składanych do krajowego operatora przesyłowego wystąpień o określenie zakresu wykonania ekspertyzy wpływu przyłączanego źródła na system. W związku z dużym zainteresowaniem energetyką wiatrową, a co za tym idzie realnym rozwojem tych źródeł, w niniejszym artykule zamiesza się wyniki obliczeń z wykorzystaniem farm wiatrowych (FW) jako źródeł generacji rozproszonej. System elektroenergetyczny podlega ciągłym zmianom mocy pobieranej przez odbiorców, która – w celu utrzymania częstotliwości bliskiej wartości znamionowej – bilansowana jest przez generatory pracujące w systemie. W zależności od wielkości odchyłki mocy pobieranej w systemie i czasu trwania tej odchyłki wykorzystywane są kolejne etapy bilansowania mocy czynnej w systemie: regulacja pierwotna, regulacja wtórna i regulacja trójna. W zaprezentowanych poniżej analizach ograniczono się do pierwszego etapu bilansowania mocy: do regulacji pierwotnej.

2. MODEL KSE ORAZ ROZMIESZCZENIE ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ Udział bloku wytwórczego w regulacji pierwotnej oznacza prace jednostki zgodnie z charakterystyką statyczną o zadanym nachyleniu. Regulacja mocy czynnej, w zależności od zmian częstotliwości w systemie, odbywa się w paśmie ±5%. Ponieważ częstotliwość w systemie ulega ciągłym wahaniom, dodatkowym parametrem charakterystycznym jest strefa nieczułości działania regulatora, która zwykle wynosi ±20 mHz (zmiany częstotliwości w tym paśmie traktowane są jako normalna praca systemu). Analizy zachowania się systemu po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej przeprowadzono na systemie polskim, wyłączonym z synchronicznej pracy z UCTE. Przeprowadzenie tych analiz wymagało zastosowania odpowiednio zamodelowanych jednostek wytwórczych, biorących udział w regulacji pierwotnej. W tym celu

Streszczenie W artykule przedstawiono problem bilansowania mocy czynnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Zakłada się jednocześnie duże nasycenie energetyką wiatrową, czyli źródłami energii, które obecnie mają największą szansę rozwoju. W artykule analizuje się proces bilansowania mocy czynnej z udziałem regulacji pierwotnej po wypadnięciu określonej liczby źródeł generacji rozproszonej.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

w modelu generatora wykorzystano model turbiny dający możliwość pracy jednostki wytwórczej w ramach regulacji pierwotnej. Model taki opisano w pracy [3]. Przyjęto, że wybrane elektrownie systemowe konwencjonalne biorą udział w procesie regulacji pierwotnej, przy czym dla niektórych z nich strefa nieczułości równa jest 0 mHz, a dla pozostałych ±20 mHz. Na rys. 1 zaznaczono elektrownie biorące udział w regulacji pierwotnej. Dla każdej z elektrowni podano przyjętą wartość statyzmu oraz wartość strefy nieczułości regulatora.

Rys. 1. Wartości statyzmu (pierwsza wartość) oraz strefa nieczułości [Hz] (druga wartość) przyjęte w poszczególnych elektrowniach systemowych1. Mapa sieci przesyłowej pobrana z www.pse-operator.pl

Przyjęcie określonego pasma ±5% dostępnej mocy dla danego generatora pracującego w ramach regulacji pierwotnej oznacza, że w systemie jest określona moc, jaką można wykorzystać w tym procesie. W modelu KSE, po uwzględnieniu wymienionych powyżej założeń, moc ta wynosi ok. ±1000 MW. Oznacza to, że odchyłka mocy czynnej o takiej wartości powinna zostać zregulowana w procesie regulacji pierwotnej. Jak wcześniej wspomniano, jako źródła generacji rozproszonej w analizach wykorzystano farmy wiatrowe. Przyjęto zatem, że w KSE pracuje 130 farm wiatrowych o zróżnicowanej mocy znamionowej, których rozmieszczenie pokrywa się z ogólnym zainteresowaniem inwestorów. Ze względu na najlepsze warunki wietrzne największe zainteresowanie skupia się wzdłuż północnego pasa nadmorskiego, gdzie ulokowano większość z farm. Rozmieszczenie poszczególnych farm wiatrowych zorientowanych geograﬁcznie zamieszczono na rys. 2, podając przy tym wartość mocy zainstalowanej w danym węźle2. Na rysunku tym zaznaczono obszary, na których farmy wiatrowe występują w dużej ilości. Podano również sumaryczne wartości mocy farm na tych obszarach. Z rysunku tego wynika, że moc zainstalowana na północy systemu przekracza 5000 MW i stanowi ponad 77% mocy zainstalowanej we wszystkich farmach wiatrowych (6593 MW). Z kolei na rys. 3 oprócz obszarów z farmami wiatrowymi zaznaczono obszary, na których występuje znacząca moc generowana w elektrowniach systemowych. Na rysunku tym widać, że główna część mocy generowanej przez elektrownie systemowe ulokowana jest w centralnej i południowej części Polski. 1 W przypadku elektrowni Pątnów jeden z bloków pracuje ze statyzmem równym 0,06, pozostałe trzy ze statyzmem równym 0,04. 2 Należy pamiętać, że do węzła może zostać przyłączonych więcej niż jedna farma wiatrowa. W takim przypadku moc pokazana dla węzła będzie sumą mocy tych farm.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część I: Praca wydzielona KSE

Rys. 2. Rozmieszczenie oraz moce znamionowe farm wiatrowych pracujących w KSE3

Rys. 3. Podział KSE na obszary o skoncentrowanym wytwarzaniu

3 Moc zapisana kolorem czerwonym oznacza przyłączenie farmy (farm) do sieci 220 kV lub 400 kV.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

3. PRZYJĘTE WARIANTY WYPADNIĘĆ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W Polsce farmy wiatrowe pracują średniorocznie na poziomie 10–20% mocy zainstalowanej. Przyjęto zatem, że maksymalny udział mocy generowanej w farmach wiatrowych nie przekracza 20% mocy generowanej w skali całego systemu. W analizach uwzględniono cztery różne warianty poziomu mocy generowanej przez farmy wiatrowe: • W20 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 20% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 5226 MW4 • W15 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 15% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 3920 MW • W10 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 10% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 2613 MW • W5 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 5% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 1307 MW. Założono jednocześnie, że moc generowana we wszystkich farmach wiatrowych jest jednakowa. Przyłączenie określonej wartości mocy generowanej do systemu w postaci farm wiatrowych oznacza, że w celu zachowania bilansu mocy należy obniżyć moc generowaną w elektrowniach systemowych. W wariantach W5 i W10 zaniżono moc generowaną w wybranych blokach wytwórczych elektrowni systemowych do poziomu 80%. Z kolei w wariantach W15 i W20 oprócz obniżenia mocy wyłączono wybrane bloki, przy czym były to jednostki, które w ciągu następnych kilku lat mają zostać wyłączone. Wyłączenie farmy wiatrowej z pracy może być spowodowane wystąpieniem awarii (zaistniałej po stronie farmy lub po stronie systemu) albo przyczynami pogodowymi (np. zbyt duża lub zbyt mała prędkość wiatru). Mało prawdopodobna jest sytuacja, w której jednocześnie następuje wyłączenie wszystkich farm wiatrowych pracujących w systemie. Przyjęto zatem, że jednocześnie wyłączanych jest 25%, 50% lub 75% pracujących farm. Dodatkowo określono (w sposób losowy) trzy różne zestawy wyłączanych farm (zestawy: A, B i C). W efekcie przyjęcia powyższych założeń przeanalizowano 36 różnych wariantów bilansowania KSE po nagłym wyłączeniu źródeł generacji rozproszonej. W tab. 1 zestawiono sumaryczne moce wyłączane w poszczególnych wariantach. Tab. 1. Moce wyłączane w farmach wiatrowych w poszczególnych wariantach obliczeń [MW] Warianty wyłączeń farm wiatrowych 25%

50%

75%

344

273

330

610

698

596

907

959

926

W10

688

546

660

1220

1396

1192

1814

1918

1852

W15

1031

820

991

1829

2095

1788

2720

2877

2778

W20

1375

1093

1321

2439

2793

2384

3627

3836

3704

4. WYNIKI PRZEPROWADZONYCH ANALIZ 4.1. ZMIANA MOCY W ELEKTROWNIACH KONWENCJONALNYCH BIORĄCYCH UDZIAŁ W REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ Wyłączenie wybranej części pracujących farm wiatrowych powoduje powstanie deﬁcytu mocy czynnej w systemie, o wartości równej sumarycznej mocy wyłączanych farm (pomijając zmianę strat mocy związaną ze zmianą rozpływów w systemie). Deﬁcyt ten w ciągu pierwszych kilku minut po zakłóceniu pokrywany jest w ramach regulacji pierwotnej. Czas symulacji po wyłączeniu wynosił 720 sekund i był wystarczający do osiągnięcia 4 Moc generowana w KSE przed przyłączeniem farm wiatrowych wynosi 27 072 MW.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część I: Praca wydzielona KSE

stanu ustalonego w systemie, a jednocześnie zbliżony do rzeczywistego czasu działania procesu regulacji pierwotnej. W tab. 2 zamieszczono wyniki otrzymane dla poszczególnych wariantów wyłączeń farm wiatrowych. W tabeli zestawiono następujące wielkości: ΣPFW – suma mocy czynnej wyłączanej w farmach wiatrowych w danym wariancie, ΣΔPGS – suma mocy czynnej dodatkowo wygenerowanej przez elektrownie konwencjonalne biorące udział w regulacji pierwotnej po wyłączeniu wybranych farm wiatrowych o sumarycznej mocy ΣPFW Δf – odchyłka częstotliwości w systemie po zaburzeniu i osiągnięciu stanu ustalonego. Tab. 2. Zestawienie mocy generowanej w ramach regulacji pierwotnej (ΣΔPGS) w elektrowniach systemowych oraz odchyłka częstotliwości w systemie (Δf) jako odpowiedź na wyłączenie danej mocy w farmach wiatrowych (ΣPFW) w poszczególnych wariantach 25%

W10

W15

W20

50%

75%

ΣPFW [MW]

344

273

330

610

698

596

907

959

926

ΣΔPGS [MW]

329,3

248,9

312

596,5

684,8

581,0

915,1

960,3

924,9

Δf [Hz]

-0,060

-0,048

-0,058

-0,101

-0,115

-0,099

-0,155

-0,165

-0,158

ΣPFW [MW]

688

546

660

1220

1396

1192

1814

1918

1852

ΣΔPGS [MW]

638,2

488

605,6

977,1

978

979,9

974,7

979,8

956,9

Δf [Hz]

-0,106

-0,083

-0,101

-0, 472

-0,690

-0,290

-1,860

-2,060

-1,903

ΣPFW [MW]

1031

820

991

1829

2094

1788

2721

2877

2778

ΣΔPGS [MW]

829,6

702,4

827,8

822,1

–

835,5

–

Δf [Hz]

-0,296

-0,137

-0,227

-1,934

–

-1,766

–

ΣPFW [MW]

1375

1093

1321

2440

2792

2384

3628

3836

3704

ΣΔPGS [MW]

841,2

842,1

841,9

–

Δf [Hz]

-0,665

-0,209

-0,559

–

W niektórych z analizowanych wariantów wyłączenie farm wiatrowych jest powodem utraty stabilności systemu. Ma to miejsce dla 10 z 36 rozpatrywanych wariantów (tab. 2). Wszystkie te przypadki dotyczą wyłączania dużych mocy (w odniesieniu do mocy generowanej w systemie). Wielkość sumarycznej mocy otrzymanej w ramach regulacji pierwotnej zależy od wielkości powstałego niezbilansowania (czyli od wartości wyłączanej mocy w farmach wiatrowych) oraz od liczby pracujących bloków, a co za tym idzie – dostępnej mocy. Pracujące w ramach regulacji pierwotnej bloki mają ograniczoną możliwość zbilansowania powstałego w systemie ubytku mocy czynnej. Zatem, jeżeli wartość wyłączanej mocy przekracza moc dostępną w regulacji pierwotnej, po przejściu stanu nieustalonego pozostaje odchyłka częstotliwości, której wartość zależy od wartości pozostałej do zbilansowania mocy. W analizowanych wariantach wartość odchyłki częstotliwości dochodzi do ok. 2 Hz dla wyłączanej mocy na poziomie ponad 1800 MW. W przypadku systemów pracujących w UCTE jako normalną pracę traktuje się nagłą zmianę mocy do wartości 3000 MW. W przypadku samodzielnie pracującego KSE wartość maksymalnej mocy, po wyłączeniu której system utrzyma stabilność, wynosi ok. 1900 MW.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

4.2. ZMIANA OBCIĄŻENIA ELEMENTÓW SIECI PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W Polsce sieci 110 kV są zarządzane przez Zakłady Energetyczne (ZE), które należą do koncernów energetycznych. Przesył pomiędzy poszczególnymi ZE odbywa się liniami sieci 110 kV oraz za pośrednictwem sieci przesyłowej. W KSE powszechne jest sekcjonowanie sieci 110 kV w celu osiągnięcia optymalnych rozpływów oraz ograniczenia przesyłu mocy z pominięciem sieci przesyłowej. Częste są również przypadki rozłączania niektórych połączeń na poziomie sieci 110 kV pomiędzy zakładami energetycznymi.

Rys. 4. Zmiana obciążenia (≥5%) w liniach łączących poszczególne zakłady energetyczne. Kolor czerwony – zwiększenie obciążenia, kolor zielony – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A5

Jednym z elementów analizy jest obserwacja wpływu wyłączanych farm wiatrowych na obciążenia linii łączących poszczególne zakłady energetyczne. Wyłączenie farm powoduje zmianę rozpływu w systemie, a co za tym idzie – zmianę obciążenia również w liniach łączących poszczególne ZE. Na rys. 4 przedstawiono wyniki zmiany obciążenia w liniach łączących poszczególne ZE, dla wybranego wariantu wypadnięcia. Kolorem czerwonym zaznaczono linie, w których następuje zwiększenie obciążenia, a kolorem zielonym zmniejszenie obciążenia. Podano również wartość procentową, o jaką następuje zmiana obciążenia linii. Ponadto linią przerywaną zaznaczono linie wyłączone. W KSE do przesyłania energii elektrycznej z elektrowni do sieci rozdzielczych wykorzystywane są przede wszystkim sieci przesyłowe najwyższych napięć (220 kV i 400 kV). Na rys. 5 przedstawiono nałożenie sieci przesyłowej na podział KSE na zakłady energetyczne.

5 Lokalizacja węzłów nie zawsze odpowiada ich geograﬁcznemu położeniu, dotyczy to przede wszystkim PGE oraz ENION.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część I: Praca wydzielona KSE

Rys. 5. Zmiana obciążenia (≥5%) w liniach sieci przesyłowej. Wartość w kolorze czerwonym – zwiększenie obciążenia, wartość w kolorze zielonym – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A

Główna część zainstalowanych farm wiatrowych zorientowanych jest na północy Polski. Z uwagi na to, że moc generowana w tym regionie jest większa niż moc odbierana, następuje jej odpływ w kierunku Polski centralnej. Wyłączenie dużej części pracujących tam farm wiatrowych powoduje odciążenie się niektórych połączeń między zakładami energetycznymi, które należą do Grup Energetycznych ENERGA i ENEA (rys. 4). Wzrost obciążenia w liniach łączących ZE obserwuje się przede wszystkim w pobliżu elektrowni klasycznych, które zwiększają swoją generację w związku z udziałem w procesie regulacji pierwotnej. Podobna sytuacja występuje w sieci przesyłowej (rys. 5). Ponieważ elektrownie systemowe przyłączone są z reguły do sieci przesyłowej, tu znacznie bardziej niż w sieci 110 kV zauważalny jest wpływ wyłączenia farm wiatrowych. Wzrost obciążenia w liniach NN obserwuje się głównie od poziomu elektrowni Bełchatów w kierunku północnym. Z kolei znaczące zmniejszenie obciążenia w liniach NN widoczne jest w linii 400 kV Dunowo – Krajnik oraz linii 220 kV Żydowo – Piła-Krzewina. W związku z przyłączeniem farm wiatrowych do systemu, w niektórych transformatorach obserwuje się zmianę kierunku przepływu mocy. Wybrane transformatory, dla poszczególnych wariantów, wymieniono w tab. 3, zamieszczając jednocześnie wartości mocy czynnej płynące przez dany transformator. Wartości podano dla wariantu wyjściowego (przed przyłączeniem farm wiatrowych) oraz dla wariantów analizowanych (W5, W10, W15 i W20). Charakterystyczny jest fakt zmiany kierunku przepływu w transformatorach NN/110 kV/kV pracujących w północnej Polsce (np. stacja Krajnik [KRA]), które nie zasilają już sieci 110 kV, tylko stają się jednym z punktów odbioru mocy generowanej w regionie w sieci 110 kV. Z kolei wypadnięcie określonej liczby źródeł generacji rozproszonej powoduje, że obciążenie transformatorów dąży do wartości w wariancie wyjściowym.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Tab. 3. Wybrane transformatory, w których po przyłączeniu farm wiatrowych do KSE moc zmieniła kierunek przepływu. Znak (-) przy wartości mocy oznacza, że moc płynie od węzła To do węzła From. From

Wariant wyjściowy

Wariant W5

Wariant W10

Wariant W15

Wariant W20

–

[MW]

KRA214

KRA114

38,5

-3,6

-26,2

-56,8

-72,1

KRA414

KRA224

-248,0

61,0

12,9

107,1

77,9

PEL412

PEL212

-43,4

26,2

34,1

61,3

67,5

TCN413

TCN113

-1,4

46,5

63,0

114,6

124,4

DUN425

DUN115

129,1

–

-62,7

-156,0

-231,5

5. PODSUMOWANIE W analizowanym modelu KSE, wydzielonym z pracy synchronicznej z UCTE, można jednocześnie wyłączyć źródła generacji rozproszonej o sumarycznej mocy ok. 1900 MW. Przy takim poziomie mocy odchyłka częstotliwości kształtuje się na poziomie ok. 2 Hz. Tak duża zmiana częstotliwości wynika z niewystarczającej mocy w ramach regulacji pierwotnej. W rzeczywistym systemie moc ta powinna zostać wyregulowana w ramach regulacji pierwotnej i wtórnej. W przeprowadzonych analizach przewiduje się nagłe (jednoczesne) wyłączenie określonej liczby farm wiatrowych. Taka sytuacja jest bardzo mało prawdopodobna, ponieważ dotyczy dużego obszaru. W rzeczywistości już w ramach dowolnej farmy wiatrowej wyłączenia poszczególnych elektrowni (np. z powodu zbyt dużego wiatru) następują z interwałem kilkuminutowym. Możliwość, że w całym systemie wiatr w tym samym czasie przekroczy wartość graniczną dla elektrowni wiatrowych, jest bardzo mało prawdopodobna. Zatem ograniczeniem mocy, jaka może być wytwarzana w farmach wiatrowych, jest tu zdolność systemu do uzupełnienia powstałego deficytu generowanej mocy. W mniejszym stopniu związane jest to z regulacją pierwotną, w której dostępna jest ograniczona wielkość mocy, a w większym stopniu z regulacją wtórną, w ramach której powinna być zagwarantowana moc mogąca pokryć powstały deficyt. Sprowadza się to do zapewnienia odpowiedniej rezerwy wirującej. Specyfika geograficznego położenia Polski decyduje, że zainteresowanie inwestorów skupia się na terenach północnego pasa nadmorskiego. Aktualnie prawie 80% mocy przewidywanej do zainstalowania w energetyce wiatrowej koncentruje się na słabo zurbanizowanej (w sensie sieci elektroenergetycznej) północnej części KSE. To powoduje określone problemy z wyprowadzeniem mocy z tego regionu, objawiające się głównie przeciążeniami w niektórych liniach.

BIBLIOGRAFIA 1. Lubośny Z., Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2006. 2. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009. 3. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Modele turbin parowych i wodnych. Modele regulatorów turbin parowych i wodnych, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”, grudzień 2007, Gdańsk. 4. Dobrzyński K., Badanie procesu bilansowania KSE po wypadnięciu źródeł rozproszonych. Bilansowanie KSE bez i z wykorzystaniem wymiany międzynarodowej. Etap 1: Badanie procesu bilansowania KSE po wypadnięciu źródeł rozproszonych. Bilansowanie KSE bez wykorzystania wymiany międzynarodowej, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”, wrzesień 2009, Gdańsk. 5. www.pse-operator.pl. 6. Zajczyk R., Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badań elektroenergetycznych stanów nieustalonych i procesów regulacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2003.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ CZĘŚĆ II: SYNCHRONICZNA PRACA KSE Z UCTE mgr inż. Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Artykuł na podstawie opracowania wykonanego w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”

1. WSTĘP Niniejszy artykuł jest kontynuacją tematu, w którym rozważa się bilansowanie mocy czynnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej, przy czym w tym przypadku analizowany jest KSE synchronicznie pracujący z UCTE. Powiązanie systemów elektroenergetycznych krajów europejskich w ramach UCTE z jednej strony ma na celu zwiększenie bezpieczeństwa wspólnie pracujących systemów, z drugiej zaś strony możliwość komercyjnej wymiany energii elektrycznej. Wymiana mocy KSE z powiązanymi systemami określona jest stosownymi umowami między operatorami. Umowy te ustalają poziom mocy wymiany na poszczególnych połączeniach transgranicznych. Duże nasycenie źródłami generacji rozproszonej, takimi jak farmy wiatrowe, które w znacznym stopniu uzależnione są od pogody, niesie ze sobą pewne problemy. Jednym z nich jest pewne prawdopodobieństwo wypadnięcia takich źródeł, na przykład z powodu zbyt dużego wiatru. Ubytek generowanej w systemie mocy w pierwszych kilku minutach będzie musiał zostać uzupełniony przez jednostki wytwórcze, pracujące w ramach regulacji pierwotnej. W przypadku synchronicznej pracy KSE z UCTE również jednostki pracujące w innych systemach będą brały udział w procesie regulacji, wpływając w ten sposób na moc płynącą w połączeniach transgranicznych.

2. MODEL KSE ORAZ ROZMIESZCZENIE ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ Założenia rozmieszczenia źródeł generacji rozproszonej i ich mocy pozostały niezmienione w porównaniu z Częścią I artykułu. Zatem do KSE przyłączono 130 farm wiatrowych o zróżnicowanej mocy znamionowej (sumaryczna moc zainstalowana w farmach to 6593 MW), przy czym przeważająca liczba źródeł została przyłączona w nadmorskim pasie północnej Polski. Wymiana transgraniczna charakteryzuje się następującym importem mocy na przekroju zachodnim (niemieckim): • do stacji Krajnik: 496,8 MW • do stacji Mikułowa: 430,2 MW oraz następującym eksportem na przekroju południowym: • ze stacji Dobrzeń: 383,6 MW • ze stacji Wielopole: 667,1 MW

Streszczenie Artykuł jest kontynuacją tematu o takim samym tytule, przy czym rozważana jest w nim praca synchroniczna KSE z UCTE. W artykule tym analizuje się proces bilansowania mocy po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej w ramach regulacji pierwotnej, w której biorą udział bloki wytwórcze w całym UCTE.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

• ze stacji Kopanina: 156,5 MW • ze stacji Bujaków: 104,7 MW • ze stacji Krosno-Iskrzynia: –547, 4 MW. Sumarycznie KSE eksportuje moc na poziomie ok. 932 MW. Na rys. 1 przedstawiono rozlokowanie źródeł generacji rozproszonej oraz wyodrębniono obszary charakteryzujące się dużym nasyceniem tych źródeł. Ponadto zamieszczono wartości mocy wytwarzane w poszczególnych elektrowniach systemowych oraz moce na połączeniach transgranicznych (analizy przeprowadzono bez wymiany mocy łączem prądu stałego ze Szwecją).

Rys. 1. Moce zainstalowane w farmach wiatrowych, moce wytwarzane w elektrowniach systemowych oraz moce na połączeniach transgranicznych. Stan wyjściowy

3. PRZYJĘTE WARIANTY WYPADNIĘĆ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W analizach dotyczących KSE synchronicznie współpracującego z UCTE uwzględniono te same warianty procentowego udziału farm wiatrowych w całościowej generacji mocy jak w Części I. Zmianie uległy jedynie wartości mocy odpowiadające poszczególnym procentowym udziałom1: • W20 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 20% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 5414 MW2 (ok. 82% mocy wytwarzanej w farmach) • W15 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 15% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 4061 MW (ok. 62% mocy wytwarzanej w farmach) • W10 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 10% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 2707 MW (ok. 41% mocy wytwarzanej w farmach) • W5 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 5% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 1354 MW (ok. 21% mocy wytwarzanej w farmach). 1 Zmiana wynika z faktu, że w przypadku samodzielnej pracy KSE wyłączono wybrane bloki w celu zbilansowania mocy eksportowanej podczas synchronicznej pracy KSE z UCTE. 2 Moc generowana w KSE przed przyłączeniem farm wiatrowych wynosi 27 072 MW.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

Wartość mocy na połączeniach transgranicznych zmienia się w zależności od poziomu mocy generowanej przez farmy wiatrowe (tab. 1). Największą zmianę obserwuje się na połączeniu Krajnik – Vierraden, gdzie dla wariantu W20 zmiana mocy w porównaniu z modelem wyjściowym jest na poziomie ok. 758 MW. Spowodowane jest to bliskością połączenia z obszarem, na którym w dużej liczbie występują farmy wiatrowe. Z kolei najmniejsza zmiana mocy występuje na południu Polski, na dwutorowej linii Krosno-Iskrzynia – Lemieszany. Tab. 1. Zmiany mocy na liniach transgranicznych w poszczególnych wariantach

Stacja w KSE

Wyjściowy3

Stacja poza KSE

W10

W15

W20

Zmiana o ΔP

[MW]

Bujaków

Liskowiec

105 (eksport)

-154

-39

-67

-89

Dobrzeń

Albrechtice

384 (eksport)

-35

-36

-23

-20

Kopanina

Liskowiec

156 (eksport)

-17

-50

-67

-107

Wielopole

Noszowice

667 (eksport)

-46

-132

-157

-225

Krajnik (Tor I)

Vierraden (Tor I)

248 (import)

-119

-217

-264

-379

Krajnik (Tor II)

Vierraden (Tor II)

248 (import)

-119

-217

-264

-379

Mikułowa (Tor I)

Hagenwerder (Tor I)

218 (import)

+49

+61

+71

+133

Mikułowa (Tor II)

Hagenwerder (Tor II)

212 (import)

+47

+58

+44

+128

Krosno-Iskrzynia (Tor I)

Lemieszany (Tor I)

274 (eksport)

-6

-11

-18

-9

Krosno-Iskrzynia (Tor II)

Lemieszany (Tor II)

274 (eksport)

-6

-11

-18

-9

W przypadku pracy synchronicznej KSE z UCTE nie ulegają również zmianie warianty wypadnięć źródeł generacji rozproszonej. Moce wyłączane w analizowanych wariantach zestawiono w tab. 2. Tab. 2. Moce wyłączane w farmach wiatrowych w poszczególnych wariantach obliczeń [MW] Warianty wyłączeń farm wiatrowych 25%

50%

75%

344

273

330

610

698

596

907

959

926

W10

688

546

660

1220

1396

1192

1814

1918

1852

W15

1031

820

991

1829

2095

1788

2720

2877

2778

W20

1375

1093

1321

2439

2793

2384

3627

3836

3704

3 Wyjściowy oznacza model KSE bez przyłączonych farm wiatrowych. 4 Znak (-) oznacza zmniejszenie mocy w stosunku do wartości otrzymanej dla modelu wyjściowego (bez przyłączonych farm wiatrowych).

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

4. WYNIKI PRZEPROWADZONYCH ANALIZ 4.1. ZMIANA MOCY W ELEKTROWNIACH KONWENCJONALNYCH, BIORĄCYCH UDZIAŁ W REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ Synchroniczna praca KSE z UCTE z jednej strony daje możliwość wymiany energii elektrycznej między systemami, z drugiej zaś zwiększa bezpieczeństwo pracy połączonych systemów. Sposób reakcji na powstałe zaburzenie w danym systemie wszystkich połączonych systemów jest podobny. W pierwszych kilku minutach powstała odchyłka mocy eliminowana jest przez bloki pracujące w ramach regulacji pierwotnej. Wspólna praca synchroniczna wielu systemów zwiększa znacząco moc dostępną w ramach regulacji pierwotnej (w porównaniu z pojedynczym systemem). Jednak pewnym ograniczeniem są tu połączenia transgraniczne, których liczba oraz przepustowość znacząco wpływa na wartość mocy, która może zostać wyregulowana w danym systemie. W analizach wykonanych dla pracy synchronicznej KSE z UCTE zastosowano model turbiny uwzględniający regulację pierwotną [3], przy czym zastosowano go w wybranych blokach KSE (te same bloki jak w Części I) oraz w wybranych generatorach w pozostałych systemach UCTE. Przyjęto czas symulacji po wystąpieniu zakłócenia wynoszący 5 min. Długość tego czasu jest wystarczająca do osiągnięcia stanu ustalonego w systemie. W tab. 3 zamieszczono przykładowe wyniki otrzymane dla poszczególnych wariantów obliczeń, przy czym podobnie jak w Części I zestawia się tu następujące wielkości: •ΣPFW – suma mocy czynnej wyłączanej w farmach wiatrowych w danym wariancie •ΣΔPGS – suma mocy czynnej dodatkowo wygenerowanej przez elektrownie konwencjonalne w KSE, biorące udział w regulacji pierwotnej po wyłączeniu wybranych farm wiatrowych o mocy ΣPFW •Δf – odchyłka częstotliwości w systemie po zaburzeniu i osiągnięciu stanu ustalonego. Tab. 3. Zestawienie mocy generowanej w ramach regulacji pierwotnej (ΣΔPGS) w elektrowniach systemowych KSE oraz odchyłka częstotliwości w systemie (Δf) jako odpowiedź na wyłączenie danej mocy w farmach wiatrowych (ΣPFW) w poszczególnych wariantach 25%

W10

W15

W20

50%

75%

ΣPFW [MW]

344

273

330

610

698

596

907

959

926

ΣΔPGS [MW]

124

113

124

230

228

219

322

321

325

Δf [Hz]

-0,029

-0,027

-0,028

-0,043

-0,042

-0,041

-0,055

-0,056

ΣPFW [MW]

688

546

660

1220

1396

1192

1814

1918

1852

ΣΔPGS [MW]

239

209

236

477

471

456

684

692

688

Δf [Hz]

-0,044

-0,039

-0,043

-0,078

-0,077

-0,075

-0,107

-0,108

ΣPFW [MW]

1031

820

991

1829

2094

1788

2721

2877

2778

ΣΔPGS [MW]

292,21

253,29

287,55

609,66

602,68

582,77

–

Δf [Hz]

-0,059

-0,052

-0,058

-0,112

-0,110

-0,107

–

ΣPFW [MW]

1375

1093

1321

2440

2792

2384

3628

3836

3704

ΣΔPGS [MW]

353,65

312,59

349,54

749,11

737,72

713,93

–

Δf [Hz]

-0,068

-0,061

-0,067

-0,135

-0,133

-0,129

–

Z otrzymanych danych wynika, że w przypadku 6 wariantów wypadnięcia źródeł generacji rozproszonej system traci stabilność. Wszystkie te warianty dotyczą jednoczesnego wyłączania dużych mocy.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

Z założeń pracy UCTE wynika, że nagłe wyłączenie mocy 3000 MW nie jest traktowane w kategoriach awarii, a jedynie zaburzenia. Zatem wyłączenie mocy o takiej wartości nie powinno powodować utraty stabilności przez połączone systemy. W rozważanym modelu UCTE wartością graniczną mocy wyłączanej jest ok. 2700 MW. Mniejsza wartość mocy wynika ze sposobu odwzorowania UCTE w modelu, który z powodu rozległości systemu zawiera wiele uproszczeń (systemy poza KSE odwzorowane są ekwiwalentami). Należy zauważyć, że graniczna wartość mocy możliwa do wyłączenia nie jest ściśle określona i w pewnej mierze zależy od rozmieszczenia wyłączanych źródeł oraz ich mocy. Wniosek taki można wysnuć z faktu, że po wyłączeniu farm wiatrowych z sumaryczną mocą 2792 MW w wariancie W20 50% B system utrzymuje stabilność, gdzie w wariancie W15 75% A i W15 75% B mniejsza moc (odpowiednio 2721 MW i 2778 MW) powoduje już utratę stabilności. Statyczna odchyłka częstotliwości w zależności od wariantu kształtuje się na poziomie od ok. –29 mHz do ok. –135 mHz. W żadnym wariancie nie jest zatem przekroczona przyjęta w UCTE dopuszczalna maksymalna odchyłka częstotliwości (±180 mHz).

4.2. ZMIANA OBCIĄŻENIA ELEMENTÓW SIECI PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ Analizę wpływu wypadnięcia źródeł generacji rozproszonej na linie elektroenergetyczne można podzielić ze względu na poziomy napięć, a co za tym idzie – na linie, które zarządzane są przez zakłady energetyczne (sieci 110 kV) oraz przez operatora przesyłowego (sieci NN). W przypadku sieci 110 kV skupiono się na liniach łączących poszczególne zakłady energetyczne (ZE). W tab. 4 zestawiono dla wszystkich wariantów liczbę linii łączących poszczególne ZE, w których na skutek wyłączenia źródeł generacji rozproszonej następuje zmiana obciążenia nie mniej niż o 10%. W tabeli uwzględniono również linie sieci przesyłowej. Tab. 4. Liczba linii (110 kV i NN) łączących ZE, w których obciążenie zmienia się o ≥±10%. W nawiasie – pierwsza pozycja: zwiększenie obciążenia, druga pozycja: zmniejszenie obciążenia 25%

50%

75%

2 (1, 1)

5 (4, 1)

6 (5, 1)

11 (8, 3)

7 (4, 3)

10 (8, 2)

W10

8 (3, 5)

5 (3, 2)

5 (2, 3)

26 (13, 13)

19 (9, 10)

23 (10, 13)

50 (35, 15)

44 (30, 14)

57 (40, 17)

W15

14 (4, 10)

13 (7, 6)

12 (2, 10)

46 (26, 20)

36 (16, 20)

43 (23, 20)

–

W20

16 (5, 11)

14 (8, 6)

21 (3, 18)

57 (26, 31)

48 (21, 27)

52 (27, 25)

–

Na podstawie wyników zamieszczonych w tab. 4 trudno jednoznacznie stwierdzić, że wyłączenie określonego poziomu mocy powoduje przewagę linii dociążanych nad odciążanymi lub odwrotnie. Wynika to z faktu, że w wykorzystywaniu źródeł rozproszonych duże znaczenie ma rozmieszczenie tych źródeł w systemie, a co za tym idzie – odległość (w sensie elektrycznym) wyłączanego źródła (źródeł) od danej linii łączącej poszczególne ZE. Podobne zestawienie jak dla linii łączących poszczególne zakłady energetyczne wykonano również dla transformatorów sieciowych oraz zamieszczono je w tab. 5. Z tabeli tej wynika, że w tym przypadku znacznie większa jest liczba transformatorów dociążanych ≥10%.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Tab. 5. Liczba transformatorów sieciowych, w których obciążenie zmienia się o ≥±10%. W nawiasie – pierwsza pozycja: zwiększenie obciążenia, druga pozycja: zmniejszenie obciążenia 25%

50%

75%

1 (1, 0)

4 (4, 0)

6 (6, 0)

4 (4, 0)

15 (15, 0)

14 (14, 0)

W10

4 (4, 0)

2 (2, 0)

17 (17, 0)

16 (16, 0)

14 (14, 0)

28 (24, 4)

23 (18, 5)

27 (22, 5)

W15

7 (4, 3)

5 (4, 1)

3 (2, 1)

26 (17, 9)

21 (14, 7)

21 (15, 6)

–

W20

12 (5, 7)

8 (5, 3)

11 (3, 8)

33 (17, 16)

33 (16, 17)

31 (16, 15)

–

Rys. 2. Zmiana obciążenia (≥±10%) w liniach łączących poszczególne ZE. Kolor czerwony – zwiększenie obciążenia, kolor zielony – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A

Sieć 110 kV zorientowana na północy Polski (obejmująca obszar nadmorski), gdzie zainstalowana jest większość źródeł generacji rozproszonej, zarządzana jest przez dwóch operatorów sieci dystrybucyjnej: ENERGA-OPERATOR S.A. oraz ENEA Operator Sp. z o.o. Operatorzy ci koordynują pracę sieci 110 kV znajdującej się na obszarach zakładów energetycznych, których podział pokazano na rys. 2. Połączenia pomiędzy poszczególnymi ZE na północy Polski są w niektórych przypadkach otwarte, co na rysunku zaznaczono liniami przerywanymi. Ponadto na rys. 2 zaznaczono linie łączące poszczególne ZE, których obciążenie zmieniło się o co najmniej 10%. Większość linii podlegających odciążeniu (kolor zielony linii) znajduje się w północnej części Polski, na obszarze o dużym nasyceniu źródłami rozproszonymi. Moc do tego obszaru dostarczana jest (ewentualnie

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

wyprowadzana) przede wszystkim przez sieć przesyłową (rys. 3). W wariantach, w których generowana jest duża moc w źródłach generacji rozproszonej, obserwuje się przepływ mocy z północnego obszaru Polski w kierunku Polski centralnej.

Rys. 3. Zmiana obciążenia (≥10%) w liniach sieci przesyłowej. Wartość w kolorze czerwonym – wzrost obciążenia, wartość w kolorze zielonym – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A. Praca synchroniczna KSE z UCTE

Wyłączenie określonej sumarycznej mocy generowanej w źródłach rozproszonych w określony sposób ma wpływ na linie przesyłowe. Z jednej strony odciąża linie przesyłowe, którymi wyprowadzana jest moc z obszaru (na rys. 3 np. linia ZYD-PKW). Z drugiej zaś strony, dociążane są linie, którymi z elektrowni systemowych dostarczana jest moc do obszaru, w którym nastąpił ubytek mocy (na rys. 3, np. linia PAT- JAS lub KRA-DUN). Dociążane są również linie przesyłowe będące w bliskim sąsiedztwie elektrowni systemowych. Jest to wynikiem zwiększenia mocy przez te elektrownie w ramach działania regulacji pierwotnej (na rys. 3 np. linia ROG-PAB czy KOZ-MIL).

4.3. ZMIANA OBCIĄŻENIA LINII TRANSGRANICZNYCH PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W pracy synchronicznej KSE z UCTE nagłe wyłączenie określonej liczby źródeł generacji rozproszonej powoduje, że w bilansowaniu ubytku generowanej mocy oprócz elektrowni systemowych KSE uczestniczą również elektrownie położone w UCTE. Fakt ten prowadzi do zmiany mocy płynącej w liniach transgranicznych, gdzie wartość tej zmiany zależy od wartości wyłączanej mocy w źródłach generacji rozproszonej. Wartość mocy na połączeniach transgranicznych zmienia się w zależności od poziomu mocy generowanej przez farmy wiatrowe (tab. 6). Największą zmianę obserwuje się na połączeniu Krajnik – Vierraden, gdzie dla wariantu W20 zmiana mocy w porównaniu z modelem wyjściowym jest na poziomie ok. 758 MW. Spowodowane jest to bliskością połączenia z obszarem, na którym w dużej liczbie występują źródła generacji rozproszonej. Z kolei najmniejsza zmiana mocy występuje na dwutorowej linii Krosno-Iskrzynia – Lemieszany.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Tab. 6. Zmiany mocy na liniach transgranicznych w poszczególnych wariantach

Stacja w KSE

Stacja poza KSE

Wyjściowy5

W10

W15

W20

Zmiana o ΔP

[MW]

Bujaków (BUJ213)

Liskowiec (CLIS__21)

105 (eksport)

-156

-39

-67

-89

Dobrzeń (DBN413)

Albrechtice (CALB__1A)

384 (eksport)

-35

-36

-23

-20

Kopanina (KOP223)

Liskowiec (CLIS__21)

156 (eksport)

-17

-50

-67

-107

Wielopole (WIE413)

Noszowice (CNOS__11)

667 (eksport)

-46

-132

-157

-225

Krajnik (KRA214)

Vierraden (D8VIE_21)

248 (import)

-119

-217

-264

-379

Krajnik (KRA224)

Vierraden (D8VIE_21)

248 (import)

-119

-217

-264

-379

Mikułowa (MIK414)

Hagenwerder (D8HGW_11)

218 (import)

+49

+61

+71

+133

Mikułowa (MIK424)

Hagenwerder (D8HGW_11)

212 (import)

+47

+58

+44

+128

Krosno-Iskrzynia (KRI412)

(Lemieszany) QLEME_1

274 (eksport)

-6

-11

-18

-9

Krosno-Iskrzynia KRI422

Lemieszany (QLEME_1)

274 (eksport)

-6

-11

-18

-9

W tab. 7 zamieszczono zmiany wartości mocy (w tym wartości udarowe) płynących przez linie transgraniczne, otrzymane dla jednego z analizowanych wariantów. Z tabeli tej wynika, że największa zmiana mocy następuje na przekroju niemieckim, gdzie na linii dwutorowej Krajnik – Vierraden zmiana ta sięga poziomu ok. 438 MW. Należy przy tym zauważyć, że w żadnym z rozpatrywanych wariantów nie jest przekroczona obciążalność dopuszczalna długotrwale dowolna dla danej linii transgranicznej.

5 Wyjściowy oznacza model KSE bez przyłączonych farm wiatrowych. 6 Znak (-) oznacza zmniejszenie mocy w stosunku do wartości otrzymanej dla modelu Wyjściowego (bez przyłączonych farm wiatrowych).

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

Tab. 7. Zmiana obciążenia linii transgranicznych. Wariant W15 50% A Stacja w KSE

Stacja poza KSE

Bujaków (BUJ213) Dobrzeń (DBN413) Kopanina (KOP223) Wielopole (WIE413) Krajnik (KRA214) Krajnik (KRA224) Mikułowa (MIK414) Mikułowa (MIK424) Krosno-Iskrzynia (KRI412) Krosno-Iskrzynia KRI422

Liskowiec (CLIS__21) Albrechtice (CALB__1A) Liskowiec (CLIS__21) Noszowice (CNOS__11) Vierraden (D8VIE_21) Vierraden (D8VIE_21) Hagenwerder (D8HGW_11) Hagenwerder (D8HGW_11) (Lemieszany) QLEME_1 Lemieszany (QLEME_1)

Ppocz7

Pust8

[%]

9,2

0,2

26,1

20,6

21,4

11,1

36,8

24,1

4,3

54,4

4,3

54,4

20,9

36,0

20,3

34,9

30,6

19,2

30,6

19,2

ΔP9 [%] ([MW]) -9,0 (-37,1) -5,5 (-76,2) -10,3 (-42,4) -12,7 (-176) 58,7 (218,9) 58,7 (218,9) 15,1 (209,3) 14,6 (202,4) -11,4 (-94,7) -11,4 (-94,7)

Pudr10

Pmin11

[MW]

39,3

0,0

362,7

223,9

90,3

6,1

516,1

192,3

292,5

2,9

292,5

2,9

624,4

285,6

605,5

276,9

256,8

84,9

256,8

84,9

W modelu matematycznym wyjściowym obserwuje się import mocy na przekroju niemieckim oraz eksport na przekroju południowym. Fakt przyłączenia określonej liczby źródeł generacji rozproszonej do systemu może powodować zmianę kierunku przepływu na liniach transgranicznych. Tak jest w przypadku przytaczanego tu wariantu W15 50% A, gdzie na połączeniu Krajnik – Vierraden następuje zmiana kierunku przepływu. W trakcie pracy przyłączonych farm wiatrowych występuje eksport mocy na tej linii, związany z dużą generacją w farmach wiatrowych położonych na obszarze północnej Polski. Wyłączenie farm wiatrowych określonych dla wariantu W15 50% A powoduje, że po osiągnięciu stanu ustalonego na linii Krajnik – Vierraden występuje import na poziomie ok. 406 MW, względem eksportu na poziomie ok. 32 MW przed zakłóceniem (rys. 4). Ogólnie zmiana wartości mocy występuje we wszystkich liniach transgranicznych, a wyłączenie źródeł generacji rozproszonej powoduje w tym wariancie, że KSE po zakłóceniu importuje moc na poziomie ok. 403 MW, wobec eksportu mocy przed zakłóceniem na poziomie ok. 968 MW. Zatem różnica mocy wymiany sięga poziomu ok. 1371 MW. Różnica ta powinna zostać zbilansowana z wykorzystaniem regulacji wtórnej, co wymaga dostępności rezerwy wirującej o zbliżonej wartości w elektrowniach pracujących w KSE.

7 Ppocz – obciążenie mocą czynną [%] linii przed zakłóceniem. 8 Pust – obciążenie mocą czynną [%] linii po zakłóceniu i osiągnięciu stanu ustalonego. 9 ΔP – zmiana mocy czynnej w linii spowodowana wyłączeniem źródeł generacji rozproszonej, obliczana jako różnica mocy ustalonej i mocy początkowej. 10 Pudr – maksymalna moc czynna osiągana w linii w czasie trwania stanu nieustalonego. 11 Pmin – minimalna moc czynna osiągana w linii w czasie trwania stanu nieustalonego.

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Rys. 4. Moc płynąca w liniach transgranicznych przed i po wyłączeniu źródeł generacji rozproszonej w wariancie W15 50% A

5. PODSUMOWANIE W analizowanych wariantach modelu UCTE (w tym również KSE) graniczna wartość mocy, która nie powoduje utraty stabilności, kształtuje się na poziomie ok. 2800 MW. Wartość tej mocy prowadzi do odchyłki statycznej częstotliwości na poziomie –135 mHz, która nie przekracza dopuszczalnego zakresu ±180 mHz. W rzeczywistości, w UCTE nagłe wyłączenie mocy (generowanej lub pobieranej) na poziomie 3000 MW nie jest traktowane jako stan awaryjny i nie powinno prowadzić do utraty stabilności w powiązanych systemach. Pojawienie się niestabilności systemu przy wyłączeniu mniejszej mocy związane jest z pewnymi uproszczeniami, jakie zastosowano przy modelowaniu systemów powiązanych z KSE. Istotnym problemem wydaje się być duża zmiana mocy na połączeniach transgranicznych, która w znaczący sposób zmienia moc wymiany. Należy pamiętać, że wartości mocy na tych liniach podlegają umowom międzysystemowym, zatem ustalona moc wymiany z innymi operatorami powinna być utrzymywana. Wystąpienie zakłócenia, takiego jakim jest wypadnięcie określonej liczby źródeł generacji rozproszonej, a co za tym idzie – określonej wartości mocy generowanej, oznacza, że należy w możliwie szybki sposób wyregulować moc wymiany. Odbywa się to w ramach regulacji wtórnej, przy czym jej zdolność do pokrycia powstałego niezbilansowania zależy od dostępnej rezerwy wirującej. W tab. 6 przedstawiono, jak zmienia się moc płynąca w poszczególnych liniach transgranicznych. Z tabeli tej wynika, że największa zmiana zachodzi na linii Krajnik – Vierraden, gdzie w wariancie W20 zmiana ta dochodzi do ok. 758 MW. To pokazuje, że połączenie z systemem niemieckim, zwłaszcza przez linię Krajnik – Vierraden, jest relatywnie słabe. Uwidacznia się to aktualnie przy silnych wiatrach wiejących w północnych Niemczech, kiedy powstają wahania mocy przenoszone wzmiankowaną linią do systemu polskiego. Sytuacja, w której na północy Polski przybędzie farm wiatrowych, prawdopodobnie pogłębi tylko ten stan.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

BIBLIOGRAFIA 1. Lubośny Z., Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2006. 2. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009. 3. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Modele turbin parowych i wodnych. Modele regulatorów turbin parowych i wodnych, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”, grudzień 2007, Gdańsk. 4. Dobrzyński K., Badanie procesu bilansowania KSE po wypadnięciu źródeł rozproszonych. Bilansowanie KSE bez i z wykorzystaniem wymiany międzynarodowej, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/ 2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”, wrzesień 2009, Gdańsk. 5. www.pse-operator.pl. 6. Zajczyk R., Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badań elektroenergetycznych stanów nieustalonych i procesów regulacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2003.

Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Jacek Klucznik 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.

Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej

UDZIAŁ FARM WIATROWYCH W REGULACJI NAPIĘCIA W SIECI DYSTRYBUCYJNEJ dr inż. Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP W Polsce obserwuje się olbrzymie zainteresowanie budową nowych, odnawialnych źródeł energii elektrycznej. Zainteresowanie to jest wynikiem kształtowania rynku energii przez politykę Unii Europejskiej, dążącą do zmniejszenia emisji dwutlenku węgla. Wśród różnych technologii wytwarzania energii elektrycznej, charakteryzujących się ograniczeniem niekorzystnego wpływu na środowisko naturalne, największy przyrost nowo instalowanych obiektów zauważa się w obszarze wykorzystania energii wiatru. Wartość mocy zainstalowanych w Polsce elektrowni wiatrowych przekroczyła 400 MW i ciągle rośnie. Plany zakładają, że moc zainstalowana może w dość krótkim czasie osiągnąć poziom od 4 do nawet 10 GW, według różnych szacunków. Elektrownie wiatrowe są grupowane w instalacje zawierające od kilkunastu do kilkudziesięciu siłowni wiatrowych. Instalacje takie, nazywane farmami wiatrowymi, przyłączane są najczęściej do istniejących linii elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnej 110 kV bądź, w przypadku znacznych mocy, za pomocą linii promieniowych do węzłów NN/WN. Zapisy prawne zawarte w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej [3] nakładają na inwestora farmy wiatrowej konieczność zapewnienia regulacji mocy biernej generowanej przez farmę wiatrową. Powoduje to, że w systemie elektroenergetycznym pojawiają się rozproszone źródła mocy biernej o znacznych nieraz wartościach. Niniejszy artykuł dotyczy właśnie sposobów wykorzystania tego dużego potencjału regulacyjnego, powstającego wraz z rozwojem energetyki wiatrowej w Polsce.

2. MOŻLIWOŚCI REGULACJI MOCY BIERNEJ ELEKTROWNI WIATROWEJ Proces generacji mocy czynnej w elektrowni wiatrowej jest związany z generacją lub poborem mocy biernej. Możliwość wykorzystania mocy biernej elektrowni wiatrowej zależy od rodzaju generatora zastosowanego do konwersji energii wiatru na energię elektryczną. Wśród rozwiązań stosowanych generatorów w elektrowniach wiatrowych można wyróżnić: generatory asynchroniczne klatkowe, generatory asynchroniczne pierścieniowe z przekształtnikiem w obwodzie wirnika (maszyny dwustronnie zasilane) oraz generatory synchroniczne z przemiennikiem częstotliwości (przekształtnik w obwodzie stojana). Generatory asynchroniczne klatkowe, stosowane w elektrowniach mniejszych mocy, podczas pracy pobierają z sieci moc bierną, której wartość jest funkcją generowanej mocy czynnej. Nie ma technicznej możliwości zmiany wartości mocy biernej przy określonej wartości napięcia stojana i mocy czynnej, wynikającej z aktualnej prędkości wiatru i kąta natarcia łopat śmigła. Pobierana moc bierna jest najczęściej kompensowana lokalnie poprzez baterię kondensatorów. Stosuje się zwykle do trzech stopni regulacji wartości pojemności baterii kondensatorów. Elektrownia jest wyposażana w regulator załączający odpowiednie stopnie baterii tak, aby kompensować moc bierną pobieraną przez generator. Dla konstrukcji małych mocy stosuje się często niesterowalną baterię kondensatorów, dobraną do kompensacji mocy biernej generatora pracującego na biegu jałowym. Tak więc generatorów asynchronicznych klatkowych nie można traktować jako sterowalnego źródła mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

Streszczenie W artykule przedstawiono koncepcję udziału farm wiatrowych w procesie regulacji napięć w sieciach dystrybucyjnych 110 kV. Wskazano, że właściwie sterowana farma wiatrowa przyczynia się do zmniejszenia wahań napięcia w sieci WN, powodowanych dobową zmiennością obciąże-

nia. Wykazano również, że stabilizacja napięcia sieci WN, powodowana oddziaływaniem farmy wiatrowej, przekłada się na zmniejszenie liczby przełączeń przekładni w transformatorach WN/SN pracujących w danej sieci i tym samym powoduje wydłużenie żywotności przełączników zaczepów.

Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

Obecnie istnieje tendencja do zwiększania jednostkowych mocy pojedynczych elektrowni wiatrowych. Konstrukcje oparte na generatorach asynchronicznych klatkowych zostały w zasadzie wyparte przez generatory asynchroniczne dwustronnie zasilane. Poprzez sterowanie wartościami napięcia od strony wirnika maszyny możliwa jest zmiana generowanej w obwodzie stojana mocy biernej. Nowoczesne układy sterowania dają możliwości regulacji mocy biernej w szerokim zakresie, zarówno generacji, jak i poboru mocy biernej. Przykładowo dla elektrowni Vestas V90 producent podaje możliwości regulacji w zakresie od cosφ = 0,98 (generacja mocy biernej) do cosφ = 0,96 (pobór mocy biernej) przy generacji znamionowej mocy czynnej. W przypadku pracy z mocą czynną mniejszą od znamionowej możliwe jest zwiększenie generacji mocy biernej poza podane granice. Schemat zdolności regulacyjnych elektrowni Vestas V90 przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Przykładowo dla elektrowni Vestas V90 producent podaje możliwości regulacji od cosφ = 0,98 (generacja mocy biernej) do cosφ = 0,96 (pobór mocy biernej) przy generacji znamionowej mocy czynnej

Trzecim rodzajem generatorów stosowanych w elektrowniach wiatrowych są generatory synchroniczne, przyłączane do sieci z wykorzystaniem energoelektronicznego przetwornika częstotliwości. W zależności od budowy przekształtnika energoelektronicznego układ taki ma potencjalne możliwości pozwalające sterować generowaną mocą bierną. Ze względu na to, że w europejskim systemie elektroenergetycznym najbardziej rozpowszechnionym rozwiązaniem są maszyny dwustronnie zasilane, w artykule dokonano analizy strategii sterowania farmą wiatrową wyposażoną właśnie w taki typ elektrowni wiatrowych.

3. CEL STEROWANIA GENERACJĄ MOCY BIERNEJ FARMY WIATROWEJ Możliwość sterowania mocą bierną pojedynczej elektrowni wiatrowej przekłada się na możliwości sterowania mocą bierną całej farmy wiatrowej. Możliwość sterowania mocą bierną może potencjalnie być wykorzystywana do realizacji następujących zadań: • ograniczenia wpływu zmienności wiatru na wahania (zmiany) napięcia w punkcie przyłączenia farmy do sieci elektroenergetycznej • regulacji napięcia w sąsiedztwie farmy w stanach normalnych i awaryjnych • ograniczenia strat mocy w sieci wewnętrznej farmy wiatrowej

Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej

• ograniczenia strat mocy w sieci dystrybucyjnej, do której jest przyłączona farma • ograniczenia wahań napięcia w sieci dystrybucyjnej, powodowanych zmiennością obciążenia • zwiększenia zapasu stabilności napięciowej. Niniejszy artykuł podejmuje tematykę sposobu sterowania generacją mocy biernej w celu uzyskania pozytywnego oddziaływania na sieć dystrybucyjną. Zaproponowana strategia sterowania generacją mocy biernej farmy wiatrowej opiera się na kryterium napięciowym, gdzie nadrzędny regulator farmy wiatrowej ustala poziom generacji mocy biernej farmy na podstawie pomiaru napięcia w węźle przyłączenia farmy do sieci. Na rys. 2 przedstawiono proponowaną charakterystykę, jaką powinien realizować regulator. Charakterystyka z rys. 2a jest opisana następującym równaniem: (1)

�Qg  (U  U z )  ku

gdzie: Qg U Uz ku

– generowana moc bierna – napięcie w miejscu przyłączenia farmy – napięcie zadane – nachylenie charakterystyki deﬁniowane jako:

� Q  Qmin A ku   max A U max  U min

(2)

Charakterystyka regulacyjna farmy deﬁniowana jest przez graniczne wartości napięć Umax i Umin, przy których farma będzie pracowała z granicznymi wartościami mocy biernej QmaxA i QminA. Należy zauważyć, że granice Qmax i Qmin nie są stałe, gdyż zależą od wartości generowanej mocy czynnej, co określa charakterystyka elektrowni wiatrowej – przykładowo taka, jaką przedstawiono na rys. 1. Oznacza to, że w pewnych stanach pracy farmy dostępny będzie pełen zapas regulacji mocy biernej �Qg  Qmin , Qmax , a w pewnych zapas będzie ograniczony do aktualnych wartości minimalnej i maksymalnej mocy biernej �Qg  Qmin A , Qmax A . Proponowany regulator ma za zadanie utrzymywanie przez farmę generacji mocy biernej bliskiej zeru, jeżeli napięcie w punkcie przyłączenia farmy do systemu elektroenergetycznego równe jest napięciu zadanemu Uz. Dla napięć mniejszych od zadanego farma ma za zadanie zwiększać generację mocy biernej w celu podniesienia wartości napięcia, dla napięć większych od zadanego farma przechodzi do poboru mocy biernej, obniżając napięcie w sieci. Wartość zadana napięcia może być ustawiona jako znamionowe napięcie sieci (np. 110 kV, jak założono w dalszych badaniach) lub inna wartość, przy czym celowe jest, aby o nastawie napięcia zadanego mógł decydować zdalnie właściciel/operator sieci, do której przyłączona jest dana farma wiatrowa. Charakterystyka przedstawiona na rys. 2b jest pewną modyﬁkacją opisywanej wyżej charakterystyki. Wprowadzono w niej strefę nieczułości o wartości 2ε, powodującą pracę farmy wiatrowej bez wymiany mocy biernej z systemem elektroenergetycznym, gdy napięcie w punkcie przyłączenia bliskie jest wartości zadanej. �a)

� b)

Umax

Umax Uz

Umin

Qmin

QminA

2

QmaxA

Qmax

Rys. 2. Proponowane charakterystyki regulacyjne farmy wiatrowej

Qmin

QminA

QmaxA

Qmax

Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

4. WERYFIKACJA ALGORYTMU STEROWANIA W niniejszym rozdziale dokonano analizy działania regulatora farmy wiatrowej pracującego według zaproponowanej koncepcji. Na rys. 3 przedstawiono schemat przykładowej sieci elektroenergetycznej, wykorzystanej na potrzeby niniejszych analiz. W systemie tym można wyróżnić sieć 110 kV, która jest zasilana w dwóch punktach poprzez transformatory 220 kV/110 kV. W rozważaniach się zakłada, że transformatory te pracują ze stałą wartością przekładni, przez co napięcie w sieci 110 kV jest uzależnione od poboru mocy w węzłach sieci 110 kV oraz generacji mocy przez farmę wiatrową przyłączoną do węzła B14. Rozpatrywana farma wiatrowa o mocy 160 MW składa się z 80 elektrowni wiatrowych typu Vestas V90 – 2 MW, których charakterystyki możliwości regulacji mocy biernej przedstawiono uprzednio na rys 1.

B14B

FW B14A

Rys. 3. Schemat testowego systemu elektroenergetycznego

Generacja mocy, zarówno czynnej, jak i biernej, przez farmę wiatrową FW wpływa na poziom napięć w sieci 110 kV. Na rys. 4 pokazano, jak zmieniają się wartości napięć w węzłach B4L, B12, B14, B13 i B3L przy zmianach generacji przez farmę wiatrową. Analizując przedstawione wykresy, dostrzegamy, że zmiany generacji mocy biernej silnie wpływają na poziomy napięć w rozpatrywanej sieci 110 kV. Zmiany generacji mocy biernej powodują największe efekty w postaci zmian napięć w węźle przyłączenia FW (B14) i w rozpatrywanym przypadku sięgają one ponad 15%. Najmniejszy wpływ jest obserwowany w punktach zasilania sieci 110 kV – węzłach B3L i B4L, aczkolwiek tam również zauważalny jest wpływ farmy wiatrowej. Należy zwrócić uwagę na fakt, że zmiany mocy czynnej farmy wiatrowej pociągają za sobą zmiany ograniczeń generacji mocy biernej farmy wiatrowej, przy czym na ograniczenia generacji poszczególnych elektrowni wiatrowych farmy nakładają się dodatkowo straty mocy biernej w transformatorze

Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej

farmy. W efekcie, przy pełnej generacji mocy czynnej, widoczne jest asymetryczne ograniczenie generacji mocy biernej do zakresu od –48 do 32 MVAr. �

U [-]

Pg = 32 MW B4L

1,05 1 0,95 0,9 0,85

B12 B14 B13 B3L

-40

-32

-16

Qg [MVar]

�

U [-]

Pg = 96 MW B4L

1,05 1 0,95 0,9 0,85

B12 B14 B13 B3L

-80

-64

-48

-32

-16

Qg [MVar]

�

Pg = 160 MW 1,1

B4L

U [-]

1,05

B12

B14

0,95 0,9

B13

0,85

B3L

-48

-32

-16

Qg [MVar]

Rys. 4. Zmiany wartości napięć w węzłach sieci 110 kV przy zmianach generacji FW

W systemach elektroenergetycznych wartości mocy odbiorów w sieci 110 kV zmieniają się w ciągu doby zgodnie z zapotrzebowaniem odbiorców. W wykonywanych analizach założono zmienność mocy zgodnie z rys. 5. W wykonywanych dalej analizach założono, że zgodnie z przedstawionym rysunkiem zmieniają się moce we wszystkich węzłach sieci 110 kV. Różnice między poszczególnymi węzłami polegają na innych wartościach mocy maksymalnej, przebieg zmienności pozostaje jednak taki sam. �

Qo - B14A

Po - B14A

40 35 P [MW], Q[Mvar]

30 25 20 15 10 5 0 -5 0

t [h]

Rys. 5. Przykładowa zmienność obciążenia dla węzła B14A

Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

W wykonywanych badaniach określono, jak zmieniać się będą napięcia w sieci 110 kV, gdy moc bierna farmy wiatrowej pozostaje stała, wynosi zero, oraz gdy moc bierna podlega sterowaniu zgodnie z rys. 2. Przyjęto następujące założenia dla regulatora farmy wiatrowej: napięcie zadane Uz = 1 (110 kV), graniczne wartości napięć Umin = 0,95, Umax = 1,05. Na rys. 6 przedstawiono wyniki badań pokazujące, jak zmiany mocy odbiorów (zgodne z rys. 5) wpływają na poziom napięcia w węźle B14 i węźle B12. Założono, że farma wiatrowa pracuje ze stałą wartością mocy czynnej wynoszącą 64 MW, co stanowi 40% jej mocy znamionowej. b)

a) �

B14 - Qg = var

�

B14 - Qg = const

B12 - Qg = var

1,06

1,05

1,04

1,03 U [-]

B12 - Qg = const

1,02 1,01

0,99 0,98

0,99 0

t [h]

�

B14 - Qg = var

�

B14 - Qg = const

d) B12 - Qg = var

1,06

1,05

1,04 1,03 U [-]

U [-]

1,03 1,02

1,02

1,01

0,99

0,98 -30

-20

-10

B12 - Qg = const

1,04

-40

t [h]

-40

-30

-20

Qg [Mvar]

-10

Qg [Mvar]

Rys. 6. Wpływ zmian mocy odbiorów w sieci 110 kV na poziom napięcia w węźle B14 i węźle B12

Przedstawione na rys. 6a i 6b przebiegi wartości napięcia w węzłach B14 i B12 wskazują, że uzależnienie wartości generowanej przez farmę wiatrową mocy biernej od poziomu napięcia prowadzi do ograniczenia zmienności napięcia w węzłach sieci 110 kV. Największe ograniczenie zmienności uzyskuje się oczywiście w węźle, gdzie przyłączona jest farma wiatrowa (B14), ale w węzłach sąsiednich – np. węzeł B12 uzyskuje się również istotną poprawę – wahania napięcia powodowane zmiennością obciążenia istotnie maleją. Rys. 6c i 6d pokazują zmienność napięcia w funkcji generowanej przez farmę mocy biernej lub, mówiąc inaczej, pokazują realizację charakterystyki sterowania farmy. Kolorem niebieskim pokazano sytuację, gdy farma uczestniczy w regulacji napięcia i jej moc bierna podlega sterowaniu, zaś kolorem czerwonym sytuację, gdy moc bierna pozostaje stała. Rysunki te pozwalają w łatwy sposób ocenić zmienność napięcia w węzłach przy zmianie obciążeń w sieci 110 kV. Gdy farma pracuje ze stałą wartością mocy biernej, wahania napięć sięgają ok. 6% dla węzła B14 i ok. 5% dla węzła B12. Włączenie farmy w proces regulacji napięcia powoduje zmniejszenie wahań napięcia do 2,5% w węźle B14 i do 2% w węźle B12, co jest bardzo dużą poprawą. Instalowane w rozdzielniach GPZ WN/SN transformatory wyposażone są w podobciążeniowy przełącznik zaczepów umożliwiający zmianę przekładni transformatora. Pracą przełącznika zaczepów steruje regulator napięcia transformatora, zwany najczęściej skrótowo regulatorem transformatora. Ma on za zadanie utrzymanie zadanego poziomu napięcia na szynach średniego napięcia transformatora. Wobec dobowej zmiany wielkości zapotrzebowania na moc różnych odbiorców, w sieci waha się wartość napięcia. Zmianom napięcia w sieci 110 kV, towarzyszą zmiany wartości napięć po stronie średniego napięcia wszystkich transformatorów przyłączonych do

Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej

danej sieci 110 kV. Ponadto obciążenie każdego z transformatorów WN/SN powoduje dodatkowe spadki napięć na danym transformatorze, wpływając na wartość napięcia zasilającego sieć średniego napięcia. Tak więc, aby utrzymać zadaną wartość napięcia na stałym poziomie, konieczna jest zmiana przekładni transformatora, dokonywana za pomocą podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Przełącznik zaczepów jest jednak urządzeniem o określonej wytrzymałości mechanicznej. Dla przełącznika określa się dopuszczalną liczbę przełączeń, po przekroczeniu której konieczny jest jego remont. Zwykle liczba dopuszczalnych przełączeń wynosi 50–60 na dobę. Zużycie przełącznika wiąże się przede wszystkim ze zużyciem się styków przełączających. Ponowne przywrócenie sprawności mechanicznej wiąże się z kosztownym remontem, który pociąga za sobą konieczność wyłączenia danego transformatora z eksploatacji. Fakt ten powoduje konieczność ograniczania częstości (liczby) przełączeń przełącznika zaczepów przez regulatory transformatora. Stabilizacja napięć w sieci 110 kV przyczynia się do pozytywnego oddziaływania na pracę regulatorów transformatorów w stacjach GPZ. Jako przykład dokonano analizy, jak zmienia się przekładnia transformatora WN/SN zainstalowanego w węźle B14/B14A przy zmianach obciążenia w sieci 110 kV. Założono, że regulator transformatora ma utrzymać zadane napięcie na szynach SN wynoszące 1. b) a) �

�

B14A - Qg = const

teta - Qg = var

1,02

1,06

1,015

1,04

1,01

1,02 teta [-]

U [-]

B14A - Qg = var

1,005 1

teta - Qg = const

1 0,98 0,96

0,995

0,94

0,99

0,92

0,985 0

10 t [h]

t [h]

Rys. 7. Wpływ zmian mocy odbiorów w sieci 110 kV na pracę przełącznika zaczepów transformatora WN/SN dla pracy farmy ze stałą wartością mocy biernej oraz przy regulacji mocy biernej

Na rys. 7 przedstawiono porównanie układu tradycyjnego, bez sterowania mocą bierną, do układu, w którym moc bierna jest uzależniona od wartości napięcia w punkcie przyłączenia farmy do sieci. Rys. 7a wskazuje, że oba rozpatrywane warianty powodują w zasadzie podobną zmienność napięć na szynach średniego napięcia transformatora. Jednak analiza rys. 7b pokazuje, że utrzymanie quasi-ustalonego poziomu napięcia na szynach SN wymaga większej zmienności przekładni transformatora, gdy farma wiatrowa pracuje ze stałą wartością mocy biernej. Dla układu z aktywną regulacją mocy biernej farmy wiatrowej nastąpiło 17 przełączeń zaczepów transformatora, podczas gdy w układzie tradycyjnym przełączeń było aż 451. Efekt ten powodowany jest ustabilizowaniem poziomu napięcia sieci 110 kV przez generację mocy biernej farmy wiatrowej. Dzięki temu ogranicza się liczbę przełączeń zaczepów transformatorów WN/SN przyłączonych do tej sieci. Koordynacja działania regulatorów farm wiatrowych z działaniem regulatorów transformatorów powstaje w sposób naturalny, bez konieczności wymiany jakichkolwiek informacji, gdyż regulatory transformatorów zawsze działają ze zwłoką czasową. Wystarczy więc, że regulacja mocy biernej farm wiatrowych będzie szybsza od działania regulatorów transformatorów i wtedy w pierwszej kolejności zmieniana będzie moc bierna farm wiatrowych, potem zaś zmieniane będą zaczepy w transformatorach.

5. PODSUMOWANIE W pracy wskazano, że farmy wiatrowe mogą być nowym elementem systemu sterowania poziomami napięć i rozpływu mocy biernej w KSE. Współczesne konstrukcje elektrowni wiatrowych (a zwłaszcza elektrownie

1 Jako pojedyncze przełączenie rozumie się zmianę przekładni o wartość odpowiadającą zmianie o jeden zaczep regulacyjny. W rozpatrywanym przypadku wartość ta wynosi 1,11%.

Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

z maszynami asynchronicznymi dwustronnie zasilanymi) umożliwiają płynne sterowanie wartością generowanej mocy biernej. Ta zaleta może i powinna być wykorzystana w celu poprawy jakości sterowania napięciami – głównie w sieciach rozdzielczych 110 kV, gdzie przyłączana jest znakomita większość budowanych obecnie farm wiatrowych. Należy zwrócić jednak uwagę, że mimo braku konieczności komunikacji z nadrzędnymi układami regulacji czy innymi farmami przyłączonymi w sąsiedztwie, aby spełnić wymienione cele regulacyjne konieczna jest koordynacja układów sterujących wszystkich farm i innych źródeł mocy biernej poprzez kształtowanie ich charakterystyk statycznych Q = f(U) oraz szybkości działania. W przypadku występowania ograniczeń możliwości regulacji mocy biernej przez farmy wiatrowe o małej mocy lub wyposażonych w elektrownie wiatrowe starego typu (generatory asynchroniczne bez przekształtników) rzeczywiste rezultaty współpracy takich farm wiatrowych z systemem elektroenergetycznym mogą być mniej zadowalające, niż pokazano w artykule.

BIBLIOGRAFIA 1. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009. 2. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Opracowanie koncepcji wykorzystania farm wiatrowych (FW) w procesie planowania pracy i prowadzenia ruchu, przy uwzględnieniu możliwości uczestnictwa FW w regulacji parametrów pracy systemu elektroenergetycznego w stanach normalnej i zakłóceniowej pracy KSE oraz określenie sposobu integracji FW w nadrzędnych systemach sterowania i regulacji OSP, PSE-Operator, 2007. 3. IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci v. 1.2. Tekst jednolity obowiązujący od dnia: 5 listopada 2007 roku.

Henryk Kocot / Politechnika Śląska

Autorzy / Biograﬁe

Henryk Kocot Gliwice / Polska Od chwili ukończenia studiów na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach (1989) zatrudniony w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów macierzystej uczelni. W 2000 roku, po obronie pracy doktorskiej, został mianowany na stanowisko adiunkta i nadal na nim pozostaje. Działalność naukowo-badawcza koncentruje się wokół szeroko rozumianych sieci elektroenergetycznych i obejmuje analizy techniczno-ekonomiczne pracy sieci oraz analizy związane z rozwojem tych sieci. Ważnym elementem działalności naukowej są sprawy kształtowania rynku energii, głównie poprzez opłatę przesyłową. Elementem wiążącym są sprawy związane z badaniem bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju w horyzontach wieloletnich, w połączeniu z elementami ochrony środowiska (Unijny Pakiet Energetyczno-Klimatyczny 3x20). Istotnym elementem działalności była, szczególnie w latach 2003–2007, stała współpraca z wielkimi odbiorcami energii elektrycznej w kraju, związana z ich obecnością na rynku energii.

Energetyka rozproszona w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku

ENERGETYKA ROZPROSZONA W SCENARIUSZACH ROZWOJOWYCH POLSKIEJ ELEKTROENERGETYKI DO 2020 ROKU dr inż. Henryk Kocot / Politechnika Śląska

WPROWADZENIE Bezpieczeństwo energetyczne, w tym bezpieczeństwo elektroenergetyczne, stało się w ostatnim czasie jednym z głównych priorytetów polityki gospodarczej zarówno w Polsce, jak i w całej Unii Europejskiej. W najbliższej perspektywie czasowej polski sektor energetyczny stoi przed dużym wyzwaniem. Z jednej strony musi zaspokajać rosnący popyt na energię elektryczną (mimo kryzysu gospodarczego szacuje się, że przyrost zapotrzebowania na energię będzie wynosił około 2% rocznie, choć w pierwszym okresie może on być nieco mniejszy), podczas gdy większość jednostek wytwórczych, służących do produkcji energii elektrycznej i cieplnej, wymaga modernizacji (lub całkowitego odstawienia). Co prawda, ostatnie zapowiedzi zarówno ﬁrm energetycznych, jak i rządu, mówią o bardzo silnym i dynamicznym rozwoju bazy wytwórczej wielkoskalowej, zarówno w jednostkach węglowych, jak i jądrowych. Z drugiej strony uwarunkowania środowiskowe zawarte w unijnym Pakiecie Energetyczno-Klimatycznym 3x20 nakładają znaczne ograniczenia w strukturze nowych mocy wytwórczych. Wymóg zwiększania udziału energii produkowanej ze źródeł odnawialnych do 15% (łączny udział w rynku energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych) skłania poszczególne przedsiębiorstwa energetyczne do większego zaangażowania w produkcję tej energii (przedsięwzięcia te zostały już zapisane w wielu strategiach działań tych przedsiębiorstw). Zwiększenie udziału źródeł odnawialnych oraz kogeneracyjnych opalanych gazem ziemnym powoduje jakościową zmianę, jeśli chodzi o strukturę wytwarzania, tj. znacząco zwiększa się udział generacji rozproszonej w całkowitej zainstalowanej mocy wytwórczej. W tej sytuacji konieczna staje się odpowiedź na pytanie o dalsze kierunki polityki energetycznej kraju, a aby odpowiedź ta była racjonalna, konieczna staje się analiza różnych scenariuszy rozwojowych dla elektroenergetyki, przy czym, ze względu na silne powiązanie energetyki odnawialnej, w tej analizie należy uwzględnić również zapotrzebowanie i produkcję energii cieplnej. Scenariusze te powinny zostać następnie poddane jednakowej analizie techniczno-ekonomicznej, która powinna odpowiedzieć na pytanie, jaka będzie strategia rozwoju polskiej energetyki w perspektywie najbliższych 10–15 lat. Scenariusze takie są budowane przez różne ośrodki naukowo-badawcze [1]. Specyﬁka ich budowy czasem jednak znacznie się różni, co w większości przypadków uniemożliwia ich bezpośrednie porównywanie. Poniżej przedstawiono koncepcję jednolitego podejścia do tworzenia różnych scenariuszy rozwojowych (ze znaczącym udziałem energetyki rozproszonej), na które zostały nałożone różnorakie ograniczenia. Ograniczenia te związane są: po pierwsze – z koniecznością zaspokojenia potrzeb energetycznych w wieloletniej perspektywie czasowej (produkcja energii elektrycznej i ciepła), po drugie – z koniecznością wypełnienia wymogów pakietu 3x20 oraz po trzecie – z wystarczalnością mocy wytwórczych, związaną bezpośrednio z bezpieczeństwem dostaw energii. Na podstawie tych ograniczeń można poszukiwać rozwiązań dopuszczalnych dla scenariuszy (spełnia-

Streszczenie W artykule przedstawiono podstawowe problemy związane z rozwojem sektora elektroenergetycznego w horyzoncie wieloletnim. Szczególną uwagę zwrócono na problemy związane z wypełnieniem unijnego Pakietu Klimatyczno-Energetycznego 3x20 oraz na bezpieczeństwo i koszty dostaw energii do odbiorcy. Realizacja celów tego pakietu będzie skutkować silnym rozwojem generacji rozproszonej. Przyłączenie dużej liczby źródeł małej mocy do sieci powoduje z jednej strony duże problemy natury technicznej, powodowane pracą sieci (dotychczas pracujących jako otwarte) w układzie zamknię-

tym, z drugiej strony, ze względu na zbliżenie wytwórcy do odbiorcy, powoduje poprawę wskaźników techniczno-ekonomicznych pracy sieci. W artykule zaprezentowano model matematyczny ograniczeń, jakie muszą spełniać scenariusze rozwojowe systemu elektroenergetycznego, i analizę – w skali makro – wpływu źródeł rozproszonych na łączne koszty pracy sieci oraz na wystarczalność systemu wytwórczego w przypadku realizacji scenariusza silnego rozwoju generacji rozproszonej (scenariusza innowacyjnego) na tle rozwoju generacji wielkoskalowej (scenariusza kontynuacji).

Henryk Kocot / Politechnika Śląska

jących wyżej wymienione ograniczenia). Innym podejściem jest próba znalezienia rozwiązania optymalnego ze względu na różne kryteria (różne funkcje celu), z uwzględnieniem ww. ograniczeń. Ze względu na specyﬁkę zadania oraz silne powiązanie bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego) dostaw energii do odbiorcy z ceną tej energii najlepszym kryterium optymalizacyjnym powinno być kryterium kosztowe. Należy jednak zwrócić uwagę, że to drugie podejście jest zadaniem trudnym do rozwiązania, gdyż jest to w szczególności proces optymalizacji dynamicznej [4].

ZAŁOŻENIA DO BUDOWY SCENARIUSZY ROZWOJOWYCH W celu budowy modelu matematycznego ograniczeń oraz funkcji optymalizowanej dokonuje się podziału jednostek wytwórczych na kilka grup. Podział ten może być bardziej lub nieco mniej szczegółowy, przy czym zawsze powinien uwzględniać przynajmniej takie grupy jak – w przypadku energii elektrycznej – wielkoskalowe źródła cieplne opalane węglem, źródła węglowe produkujące energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem, źródła jądrowe oraz źródła małej skali gazowe na gaz ziemny (pracujące w skojarzeniu oraz szczytowe), źródła wiatrowe, źródła biogazowe (skojarzone oraz ewentualnie pracujące tylko jako źródła autonomiczne), źródła energetyki wodnej, zaś w przypadku energii cieplnej wymienione już źródła skojarzone oraz autonomiczne źródła energii cieplnej opalane węglem, gazem ziemnym i biogazem. Zapotrzebowanie na energię elektryczną w rozpatrywanym horyzoncie można przedstawić jako: �P t   P 0  1  � t  P 0  e � Pt Z Z P Z

(1)

gdzie: αA δA – odpowiednio wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w modelu dyskretnym i ciągłym, przy czym δA= ln (1+αA). Moc szczytową �PZ t  można przedstawić analogicznie jak zapotrzebowanie na energię, tj. �A t   A 0  1  � t  A 0  e� At Z Z A Z

(2)

przy czym oznaczenia przyrostów mocy są analogiczne jak we wzorze (1). Warunek pokrycia zapotrzebowania energii elektrycznej w roku t można zapisać: �

t     Pstr AZ 0      PEi t   PEi t   Ti   dt  AZ 0 e � At   PEi  0  i  

(3)

gdzie:

�PEi t  – przyrost mocy wytwórczej dla i-tej grupy wytwórców w roku (chwili t) �T – względny czas wykorzystania mocy zainstalowanej dla i-tej grupy wytwórców i

� Pstr PEi

– pochodna strat mocy w sieci względem przyrostu mocy dla i-tej grupy wytwórców.

Warunek wystarczalności mocy wytwórczych można sformułować w następujący sposób – prawdopodobieństwo wystąpienia przypadku, że dostępna moc wytwórcza PD jest mniejsza niż moc szczytowa systemu PZ, jest mniejsze od wartości dopuszczalnej wdop. Warunek ten można zapisać: �PPD t   PZ t  wdop t 

przy czym

(4)

Energetyka rozproszona w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku

�PD (t )  f PD 0 , AF 0 , PEi 0  t , AFi , PEiW 0  t , AFiW 

(5)

gdzie:

�PEi 0  t  – oznacza całą trajektorię przyrostów mocy wytwórczych dla i-tej grupy źródeł od chwili ze-

rowej do czasu t �AFi – jest współczynnikiem dyspozycyjności dla źródeł i-tej grupy, górny indeks W oznacza analogiczne wielkości dla źródeł wycofanych w okresie od 0 do t. Ograniczenia wynikające z pakietu 3x20 muszą uwzględniać wszystkie trzy rynki końcowe, co po przyjęciu, że rynek paliw transportowych będzie miał stały udział (10%), skutkuje uwzględnieniem rynku energii elektrycznej oraz ciepła, które to rynki się silnie przenikają. Ograniczenie, co do udziału energii odnawialnej AODN, można zapisać: �

t  t     Pstr AODN 0      PEi t   PEi t   Ti   dt    PQj t  T j   PEi  0  i  0 j 



 dt  A 

ODN

t 

(6)

gdzie:

�PQj t  – przyrost mocy wytwórczej cieplnej dla j-tej grupy, przy czym indeksy i oraz j obejmują we wzorze

(6) tylko grupy źródeł odnawialnych. Drugim celem pakietu 3x20 jest ograniczenie emisji dwutlenku węgla MCO , które można zapisać w sposób 2 analogiczny jak (6). Bardzo ważnym elementem mającym wpływ na prowadzenie analizy oraz jej wynik jest sposób rozłożenia w czasie celów pakietu 3x20, co we wzorze (6) przekłada się na postać zależności AODN (t) [i analogicznie MCO2(t)]. Można założyć ograniczenie na te parametry tylko w roku końcowym analizy (cele pakietu 3x20) lub dokonać rozłożenia tych celów w czasie, np. liniowo lub w inny zdeterminowany sposób (np. udziały energii zielonej w zużyciu końcowym energii elektrycznej, jak w aktualnym stanie prawnym). Ten element analizy może uwzględniać politykę energetyczną kraju lub, będąc wynikiem analizy, wskazywać założenia dla tej polityki. Ostatnim ograniczeniem związanym z budową scenariuszy rozwojowych jest dostępność środków ﬁnansowych na rozwój źródeł. Mogą to być środki różnego pochodzenia: kapitał prywatny, środki budżetu państwa oraz środki generowane pośrednio przez energetykę. Do tej trzeciej grupy należeć będą m.in. środki pochodzące ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. To ograniczenie ma ścisły związek z polityką energetyczną, ale również szerzej z polityką gospodarczą kraju (jednym z elementów pakietu antykryzysowego we wszystkich państwach UE oraz w USA jest promocja energetyki rozproszonej, w tym głównie energetyki odnawialnej).

ZDEFINIOWANIE PORÓWNYWALNYCH SCENARIUSZY ROZWOJOWYCH Jako przykład analizy wykonanej za pomocą prezentowanego modelu ograniczeń (bez rozwiązania zadania optymalizacyjnego) posłuży analiza porównawcza dwóch scenariuszy: innowacyjności SI (silny rozwój źródeł odnawialnych, w tym głównie biogazowych) oraz scenariusz kontynuacji SK (rozwój dużych źródeł węglowych). Scenariusze te zostały zdeﬁniowane m.in. w [1, 7], przy założeniu 2-proc. wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną, a główne ich cechy są następujące. Scenariusz kontynuacji, którego głównymi cechami są: 1. Wzmocnienie korporacyjnego charakteru elektroenergetyki 2. Częściowe wyjęcie inwestycji na rzecz bezpieczeństwa energetycznego spod rygorów efektywności ekonomicznej 3. Ukierunkowanie na rozwój wielkoskalowych technologii wytwórczych i sieci przesyłowych. Scenariusz ten poniżej będzie rozpatrywany głównie pod kątem cechy nr 3 oraz ukierunkowania go na energetykę węglową.

Henryk Kocot / Politechnika Śląska

W SK przyjęto znacznie ograniczony rozwój generacji w źródłach odnawialnych oraz źródłach opalanych gazem ziemnym, a mianowicie przy zachowaniu udziału tych segmentów produkcji na poziomie wynikającym z zapisów rozporządzeń, ale dla roku 2009. Aby spełnić w tym przypadku wymagania pakietu 3x20, w scenariuszu tym, który można by nazwać scenariuszem zaniechania (w rozumieniu dalszego rozwoju energetyki odnawialnej), udział energii odnawialnej w rynku ciepła musiałby sięgać 25, 4%. Scenariusz innowacyjny, którego głównymi cechami są: 1. Intensyﬁkacja wykorzystania istniejących zdolności wytwórczych i sieci przesyłowych za pomocą mechanizmów rynkowych (przy minimalnych nakładach inwestycyjnych) 2. Budowa 20-procentowego segmentu innowacyjnej energetyki rozproszonej (elektroenergetyki, ciepłownictwa, paliw transportowych) i wykreowanie rolnictwa energetycznego 3. System zarządzania bezpieczeństwem energetycznym oparty na wykorzystaniu zdolności technologii energetycznych do odpowiedzi na sygnały rynkowe (wzrosty cen) 4. System regulacji ukształtowany na kosztach referencyjnych dostaw energii elektrycznej, uwzględniających pełną internalizację kosztów zewnętrznych (ekologicznych) będzie analizowany głównie pod kątem cechy 1 i 2. Dla tego scenariusza przyjęto, że udział energii elektrycznej produkowanej w źródłach odnawialnych będzie kształtował się na poziomie 20% całkowitego zużycia energii, co pociąga za sobą udział energii odnawialnej w produkcji ciepła na poziomie 15, 4% (przy 10-proc. udziale w paliwach transportowych). Dodatkowo założono rozwój generacji wykorzystującej gaz ziemny do wartości 5% (energia żółta) oraz rozwój produkcji skojarzonej do poziomu 25% w roku 2020. Przyjęte przyrosty produkcji energii żółtej i czerwonej do roku 2020 są podobne jak w obowiązującym rozporządzeniu dotyczącym rozwoju tych rodzajów produkcji do 2012 roku. W energetyce odnawialnej przyjęto zgodnie z danymi prezentowanymi w [5], że udział energetyki wodnej w tym segmencie będzie przyrastał w sposób nieznaczny, że moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych osiągnie w roku 2020 poziom 5000 MW, a produkcja energii osiągnie wartość 8,5 TWh. Istotnym elementem, przyjętym również w analizie poszczególnych scenariuszy, jest również sposób pokrywania w nich segmentu energetyki skojarzonej. Mianowicie w scenariuszu innowacyjnym dąży się do maksymalizacji wykorzystania energii odnawialnej w wyniku produkcji skojarzonej energii elektrycznej i ciepła, przede wszystkim na bazie biogazu. W scenariuszu kontynuacji natomiast ten segment produkcji energii elektrycznej i ciepła pochodzi głównie z produkcji wykorzystującej węgiel kamienny (jak dotychczas). Na rys. 1 przedstawiono produkcję energii dla prezentowanych scenariuszy z podziałem na energie „kolorowe”. b) �

�

250,00�

200,00�

200,00� Pozostała� Żółta�

Czerwona�

100,00�

Zielona�

50,00�

Pozostała�

150,00� TWh �

TWh �

150,00�

0,00�

250,00�

Żółta�

Czerwona�

100,00�

Zielona�

50,00�

��

0,00�

��

Rok �

Rys. 1. Produkcja energii elektrycznej w rozpatrywanym horyzoncie a) dla SI, b) dla SK

��

Rok �

��

Energetyka rozproszona w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku

ANALIZA PORÓWNAWCZA SCENARIUSZY Wystarczalność systemu Obszerny opis problemu wystarczalności systemu wytwórczego można znaleźć w literaturze, w kraju pełny obraz daje opracowanie [2]. Ograniczenie (4) jest równoznaczne z zastosowaniem wskaźnika LOLP (Loss of Load Probabilisty) do oceny wystarczalności systemu wytwórczego i podanie dla niego wartości granicznej Wdop. Analizę wystarczalności systemu wytwórczego w rozpatrywanych scenariuszach wykonano metodą symulacyjną dla każdego roku analizy. Na rys. 2 przedstawiono rozkład mocy wytwórczych dla roku 2007 (rok ten stanowił bazę odniesienia). Rozkład ten otrzymano, wykorzystując dane dotyczące wszystkich jednostek zainstalowanych w systemie krajowym i ich współczynników dyspozycyjności AF. Istotną cechę otrzymanego rozkładu stanowi to, że jest on rozkładem normalnym (przeprowadzono odpowiedni test statystyczny) o wartości średniej równej 27 413 MW i odchyleniu standardowym równym 913 MW. �

Rok 2007 0,25

0,2196 0,2196

Częstość

0,2

0,1574

0,1491

0,15 0,0878

0,1 0,05 0

0,0702

0,0448

0,0251 0,0037 0,0014

0,0159 0,0001 0,0001 0,0052

(23 376 – 30 628) MW Moc [MW]

Rys. 2. Rozkład dostępnych mocy wytwórczych w roku bazowym 2007

Dla zadanych energii niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania w kolejnych latach wyznaczono, na podstawie typowych, przeciętnych wartości czasu wykorzystania mocy zainstalowanej dla poszczególnych typów jednostek, wielkości niezbędnych przyrostów mocy wytwórczych niezbędnych do pokrycia danego zapotrzebowania. Uwzględniając te przyrosty mocy, dokonywano symulacji dostępnych mocy i wyznaczono rozkłady tych mocy dla kolejnych lat i dwóch analizowanych scenariuszy. W tab. 1 zamieszczono parametry statystyczne dla otrzymanych rozkładów, natomiast na rys. 3 przedstawiono przykładowe rozkłady dla roku 2020. Tab. 1. Parametry statystyczne otrzymanych rozkładów dla scenariusza innowacyjnego i kontynuacji w poszczególnych latach Rok 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

E(P) [MW] 27 413 27 825 28 446 28 941 29 508 30 148 30 781 31 441 32 014 32 685 33 229 33 654 34 253 34 784

Scenariusz innowacyjny σ (P) [MW] 913 890 909 915 899 912 927 936 946 963 974 963 949 944

v 0,0333 0,0320 0,0319 0,0316 0,0305 0,0303 0,0301 0,0298 0,0296 0,0295 0,0293 0,0286 0,0277 0,0271

E(P) [MW] 27 413 27 753 28 265 28 700 29 243 29 713 30 149 30 565 30 947 31 523 31 927 32 278 32 943 33 296

Scenariusz kontynuacji σ (P) [MW] 913 925 908 921 951 959 954 966 984 1008 1002 1012 1040 1051

v 0,0333 0,0333 0,0321 0,0321 0,0325 0,0323 0,0317 0,0316 0,0318 0,0320 0,0314 0,0314 0,0316 0,0316

Henryk Kocot / Politechnika Śląska

54 a) �

Scenariusz innowacyjny 2020 rok 0,2

0,1538

0,0978

0,0901

0,1

0,051

0,0497

0,05 0,0041 0,0044

0,2034 0,2081

0,2 Częstość

0,146

Scenariusz kontynuacji 2020 rok 0,25

0,179 0,1818

0,15 Częstość

b) �

0,0194

0,0895

0,1 0,05

0,0178 0,0039 0,0012

0,164

0,1598

0,15

0,0795

0,0398 0,0176 0,0004 0,0016 0,0053

0,0252 0,0051 0,0007

(31 942,5 – 37 618,5) MW

(28 790 –36 858) MW

Moc [MW]

Rys. 3. Rozkład mocy dyspozycyjnych w roku 2020 a) dla SI, b) dla SK

Na rys. 4 przedstawiono wartości średnich mocy dyspozycyjnych oraz mocy zainstalowanych dla poszczególnych lat analizy oraz scenariuszy rozwojowych. Gdyby wyznaczyć stosunek mocy zainstalowanej do mocy średniej dyspozycyjnej, to jego wartość dla SI rośnie, natomiast dla SK utrzymuje się mniej więcej na jednym poziomie. Oznacza to, że aby dostarczyć do systemu elektroenergetycznego tę samą ilość energii elektrycznej, w celu rozwoju innowacyjnego trzeba zainstalować większą moc niż w przypadku SK. Spowodowane jest to mniejszym czasem wykorzystania mocy zainstalowanej źródeł odnawialnych, które dominują w rozwoju scenariusza innowacyjnego. Jest to niewątpliwie wadą tego scenariusza, jednak z drugiej strony wpływa to korzystnie na wskaźnik LOLP, będący prawdopodobieństwem niepokrycia zapotrzebowania. �

Zmiana mocy zainstalowanej i średniej dyspozycyjnej 50

Moc [GW]

45 40 35 30 25 20 2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

Rok Moc zainstalowana SK Średnia moc dyspozycyjna SK

Moc zainstalowana SI Średnia moc dyspozycyjna SI

Rys. 4. Moc średnia dyspozycyjna i moc zainstalowana

Wskaźnik LOLP może być określony na podstawie otrzymanych rozkładów mocy dyspozycyjnej i mocy szczytowej zapotrzebowania w danym roku. Przyjmując przyrosty mocy szczytowej na poziomie 1,5% rocznie oraz 2%, wyznaczono prawdopodobieństwa niepokrycia zapotrzebowania na moc w danym roku dla obydwu scenariuszy – wyniki przedstawiono w tab. 2.

Energetyka rozproszona w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku Tab. 2. Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania dla 1,5% i 2% przyrostu mocy szczytowej Rok 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Roczny przyrost mocy 1,5% Moc szczytowa SI [MW] 24 611 1,074·10-3 24 980 6,952·10-4 25 349 3,284·10-4 25 718 2,138·10-4 26 088 7,112·10-5 26 457 2,592·10-5 26 826 9,930·10-6 27 195 2,862·10-6 27 564 1,275·10-6 27 933 4,016·10-7 28 303 2,124·10-7 28 672 1,149·10-7 29 041 1,986·10-8 29 410 6,249·10-9

SK 1,074·10-3 1,360·10-3 6,603·10-4 6,023·10-4 4,540·10-4 3,429·10-4 2,477·10-4 2,428·10-4 2,930·10-4 1,844·10-4 1,492·10-4 1,832·10-4 8,774·10-5 1,089·10-4

Roczny przyrost mocy 2,0% Moc szczytowa SI [MW] 24 611 1,074·10-3 25 103 1,113·10-3 25 595 8,519·10-4 26 088 9,103·10-4 26 580 5,631·10-4 27 072 3,720·10-4 27 564 2,599·10-4 28 057 1,500·10-4 28 549 1,247·10-4 29 041 7,716·10-5 29 533 7,392·10-5 30 025 8,214·10-5 30 518 4,147·10-5 31 010 3,196·10-5

SK 1,074·10-3 2,086·10-3 1,638·10-3 2,284·10-3 2,553·10-3 2,944·10-3 3,368·10-3 4,712·10-3 7,405·10-3 6,902·10-3 8,442·10-3 1,300·10-2 9,857·10-3 1,500·10-2

� Wartość prawdopodobieństwa

1,00E+00 1,00E-01 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1,00E-02 1,00E-03 1,00E-04 1,00E-05 1,00E-06 1,00E-07 1,00E-08 1,00E-09 Rok Scenariusz innowacyjny

Scenariusz kontynuacji

� Wartość prawdopodobieństwa

1,00E+00 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1,00E-01 1,00E-02 1,00E-03 1,00E-04 1,00E-05 Rok Scenariusz innowacyjny

Scenariusz kontynuacji

Rys. 5. Wartości prawdopodobieństwa niepokrycia zapotrzebowania dla SI oraz SK w poszczególnych latach dla przyrostu mocy szczytowej a) 1,5%, b) 2,0%

Istotną cechą otrzymanych wyników jest to, że za każdym razem prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania w scenariuszu innowacyjnym jest mniejsze niż w scenariuszu kontynuacji. Wynika to przede wszystkim z większej mocy zainstalowanej w systemie, co prowadzi do tego, że prawdopodobieństwo wypadnięcia

Henryk Kocot / Politechnika Śląska

większej liczby bloków w tym samym czasie jest znikome. Jeśli porównywać wartości otrzymanych prawdopodobieństw, to należy zwrócić uwagę, że przy przyroście 1,5% mocy szczytowej dla obydwu scenariuszy wskaźniki LOLP w miarę upływu czasu się zmniejszają oraz ich wartości są bardzo małe, natomiast dla przyrostu 2% rocznie mocy szczytowej w scenariuszu kontynuacji następuje wzrost tego prawdopodobieństwa, a jego wartość sięga ponad 1%, co oznacza bardzo duże prawdopodobieństwo wystąpienia stanów zagrożenia niedoboru mocy w systemie. Oznacza to niespełnienie warunku (4), czyli należy zwiększyć moc zainstalowaną w systemie. Wpływ generacji rozproszonej na pracę sieci Analizę pracy sieci zamkniętej przeprowadzono, wykonując obliczenia optymalnego rozpływu mocy OPF, przy wykorzystaniu oprogramowania MATPOWER [9]. Dla zimowych układów pracy sieci w latach 2008–2009 do 2014–2015 wyznaczono optymalny rozpływ mocy w układzie podstawowym (bez włączonej znacznej generacji rozproszonej), a każdy układ został zmodyﬁkowany poprzez włączenie źródeł małej mocy modelowanych w węzłach odbiorczych (110/SN). Ze względu na dużą niepewność lokalizacyjną małe źródła włączane były w sposób losowy do węzłów. Dla każdego roku przeprowadzono po 100 symulacji różnych lokalizacji źródeł, a parametry opisujące pracę sieci wyznaczono, opierając się na analizie statystycznej otrzymanych wyników. Podstawowym wskaźnikiem opisującym pracę sieci była nadwyżka sieciowa (NS). Wielkość ta (jednowartościowa) pozwala na wycenę strat i ograniczeń występujących w sieci i w ten sposób pozwala porównywać różne stany pracy sieci [10]. Im większa wartość tego parametru, tym stan sieci jest gorszy (większe koszty strat lub/i ograniczeń). W tab. 3 przedstawiono otrzymane wartości jednostkowej (odniesionej do energii odbieranej) nadwyżki sieciowej w poszczególnych latach w układach bez i z generacją rozproszoną w sieci, przy czym wartości podane dla pracy z generacją rozproszoną są wartościami średnimi, otrzymanymi w wyniku analizy losowych rozkładów lokalizacji źródeł rozproszonych. Wyniki nadwyżki sieciowej przedstawiono również na rys. 6. Tab. 3. Jednostkowa nadwyżka sieciowa [zł/MWh] w układzie normalnym sieci w zimie bez i z uwzględnieniem generacji rozproszonej Sezon

Bez generacji rozproszonej

Z generacją rozproszoną

2008–2009

8,86

6,34

2009–2010

12,61

5,90

2010–2011

11,82

4,77

2011–2012

9,75

3,63

2012–2013

11,08

5,87

2013–2014

11,48

6,18

2014–2015

15,32

5,79

Należy zwrócić uwagę, że wartości przeciętne nadwyżki sieciowej po uwzględnieniu generacji rozproszonej są w każdym roku znacznie mniejsze niż bez uwzględnienia tej generacji. Oznacza to, że małe źródła rozproszone po całym obszarze będą korzystnie wpływać na pracę sieci (zmniejszenie strat sieciowych oraz ograniczeń w przepustowości gałęzi). Oprócz wartości średniej istotny również jest rozkład NS dla poszczególnych wylosowanych rozkładów lokalizacyjnych źródeł rozproszonych. Na rys. 7 przedstawiono otrzymane przykładowe rozkłady NS w dwóch różnych latach. Charakterystyczny dla tych histogramów jest fakt, że występują na nich również wartości NS przekraczające wartość w układzie bez generacji rozproszonej. Pozwala to na wyciągnięcie wniosku, że nie każdy rozkład tej generacji (nie każda lokalizacja) wpływa korzystnie na pracę sieci. Wraz ze wzrostem obciążenia kształt rozkładu NS jest bardziej korzystny, tzn. większa liczba rozkładów lokalizacyjnych posiada mniejszą NS niż układ podstawowy. Oznacza to, że szczególnie w kolejnych latach generacja rozproszona może znacznie poprawić pracę sieci.

Energetyka rozproszona w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku

� ��

��

� ��

Rys. 6. Jednostkowa nadwyżka sieciowa dla pracy sieci bez oraz z uwzględnieniem generacji rozproszonej

Rys. 7. Rozkład NS dla układu a) 2008–2009, b) 2011–2012

Patrząc w sposób statystyczny na wartości nadwyżki sieciowej, należy stwierdzić, że jej wartości w układach bez generacji rozproszonej są większe niż wartości oczekiwane tej nadwyżki z uwzględnieniem generacji rozproszonej, powiększone o dwie wartości odchylenia standardowego w sezonie 2008–2009 i trzy te wartości w sezonach 2011–2012 oraz 2014–2015. Oznacza to, że prawdopodobieństwo sytuacji, w której generacja rozproszona pogarsza stan pracy sieci, jest bardzo małe (choć nie zerowe). Oprócz NS ważne jest również porównanie ograniczeń występujących w sieci. Wielkość pojedynczego ograniczenia (jego wpływ na łączne koszty przesyłu i nadwyżkę sieciową) charakteryzuje mnożnik Lagrange’a µ dla przepływu gałęziowego, będący wynikiem zadania optymalizacyjnego OPF. Dla układu normalnego zimy 2008–2009 ograniczenia wystąpiły na 5 liniach 110 kV, przy czym mnożniki Lagrange’a wynosiły dla tych ograniczeń od 60,7 do 574,2 zł/MWh. W tab. 4 przedstawiono wszystkie wartości mnożników Lagrange’a dla linii, na których wystąpiło ograniczenie, bez generacji rozproszonej oraz po jej włączeniu. W przykładzie z generacją rozproszoną podano wartości oczekiwane E(µ) (średnie) oraz odchylenie standardowe �(µ).

Henryk Kocot / Politechnika Śląska

Tab. 4. Mnożniki Lagrange’a [zł/MWh] w liniach z ograniczeniami dla układu zimy 2008–2009 Linia

Bez GR

Z uwzględnieniem GR

E(μ)

σ(μ)

Linia 1

574,2

497,2

170,2

Linia 2

60,7

28,7

7,4

Linia 3

207,1

39,8

81,7

Linia 4

371,2

266,7

109,3

Linia 5

499,7

273,8

215,2

Należy jeszcze dodać, że często po wprowadzeniu generacji rozproszonej ograniczenia były likwidowane całkowicie (μ = 0). Jest to kolejny argument za odpowiednim doborem lokalizacji przynajmniej niektórych źródeł generacji rozproszonej. W tab. 5 podano natomiast zmienność mnożnika Lagrange’a dla jednej linii, na której w układach podstawowych (bez generacji rozproszonej) pojawiały się zawsze ograniczenia. Tab. 5. Mnożniki Lagrange’a [zł/MWh] dla wybranej linii w poszczególnych latach analizy Sezon

Bez GR

Z uwzględnieniem GR

E(μ)

σ(μ)

2008–2009

574,2

497,2

170,2

2009–2010

657,7

276,7

257,6

2010–2011

614,6

361,9

215,0

2011–2012

582,1

345,2

210,7

2012–2013

555,2

323,0

223,9

2013–2014

576,0

293,0

201,7

2014–2015

764,8

293,9

192,1

Również w tym przypadku korzyści z wprowadzenia generacji rozproszonej powiększają się wraz z jej ilością. Patrząc w sposób statystyczny, analogicznie jak w przypadku nadwyżki sieciowej, można stwierdzić, że prawdopodobieństwo, iż wartości współczynników Lagrange’a dla linii z ograniczeniami, przy znacznym udziale generacji rozproszonej, będą większe, niż gdy tej nie ma, jest znikome.

PODSUMOWANIE Przedstawiony sformalizowany matematycznie model rozwoju mocy wytwórczych pozwala przeprowadzić analizę rozwojową systemu elektroenergetycznego z uwzględnieniem ograniczeń technicznych oraz środowiskowych. Model ten pozwala na jednolitą ocenę różnych scenariuszy rozwojowych pod kątem ekonomicznym oraz technicznym (związanym z bezpieczeństwem dostaw energii elektrycznej do odbiorców). W trakcie deﬁniowania analizowanych scenariuszy rozwojowych wyraźnie zakładano, że są to scenariusze skrajne, których realizacja w pełni nie będzie raczej miała miejsca, a rozwój sektora wytwórczego, pociągający za sobą zmiany w sektorze przesyłu i dystrybucji, będzie pewną wypadkową tych scenariuszy. To nie zmienia najważniejszego wniosku, że przedstawione wyniki analiz porównawczych wykazują większą efektywność scenariusza innowacyjnego. Praktyczna realizacja scenariusza innowacyjnego zależy od zmian regulacyjnych, które zostały zaproponowane w [3, 11]. Tylko wprowadzenie pełnej internalizacji kosztów zewnętrznych (lub odpowiednia kalibracja certyﬁkatów) oraz wprowadzenie sygnałów lokalizacyjnych do systemu opłat przesyłowych pozwoli na uzyskanie pełnej efektywności ekonomicznej dla proponowanych rozwiązań w zakresie rozwoju bazy wytwórczej w kraju, a tylko efektywność ekonomiczna może skłonić inwestorów do budowy lokalnych źródeł energii. Zaprezentowane wyniki analiz porównawczych dwóch scenariuszy pokazują złożoność problemu i konieczność uwzględniania różnych aspektów przy podejmowaniu decyzji natury polityki energetycznej. Głównymi

Energetyka rozproszona w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku

aspektami są w tym przypadku wystarczalność systemu (miara bezpieczeństwa energetycznego) oraz parametry kosztowe, tj. nakłady inwestycyjne (dostępność środków na rozwój) oraz koszty dostawy energii do odbiorcy. Ważnym czynnikiem jest również uwzględnienie pracy sieci elektroenergetycznych, a nie tylko kosztów wytwarzania energii. Wycena kosztów strat i głównie ograniczeń poprzez nadwyżkę sieciową pozwala dokonać jednolitego porównania różnych układów i stanów pracy sieci. należy również zwrócić uwagę, że istotny wpływ na ilościowe udziały energii odnawialnej mają straty energii w sieci [uwzględnione w zależności (3)], gdyż zgodnie z deﬁnicjami zawartymi w dokumentach unijnych są one wliczane do energii zużywanej (udziały energii odnawialnej powinny być liczone również dla strat w sieci i energii potrzeb własnych elektrowni). Czynnikiem o dużej wadze staje się koszt wypełnienia unijnego pakietu energetycznego 3x20, który dodatkowo zacieśnia powiązania pomiędzy rynkami energii elektrycznej, ciepła oraz paliw transportowych. Niniejszy artykuł powstał na podstawie uzyskanych wyników w ramach udziału autora w Projekcie Badawczym Zamawianym „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju” (PBZ MEiN 1/2/2006), realizowanym przez Konsorcjum Politechnik: Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej.

BIBLIOGRAFIA 1. Materiały konferencyjne: Stabilizacja bezpieczeństwa energetycznego Polski w okresie 2008-2020 (z uwzględnieniem perspektywy 2050) za pomocą mechanizmów rynkowych (ekonomiki) i innowacyjnych technologii – różne scenariusze rozwojowe energetyki, Konferencja KPE PAN, Warszawa – Serock 16-17czerwca 2008. 2. Paska J.: Ocena niezawodności podsystemu wytwórczego systemu elektroenergetycznego. Prace Naukowe Elektryka z. 120, Oﬁcyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2002. 3. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monograﬁa opracowana pod redakcją J. Popczyka, Wydawnictwa Politechniki Śląskiej, Gliwice 2009. 4. Górecki H., Optymalizacja systemów dynamicznych, Biblioteka Naukowa Inżyniera, PWN 1993. 5. Praca zbiorowa, Raport z zadania 1.2.1A Bezpieczeństwo strategiczne – w horyzoncie wieloletnim – związane z inwestycjami, Projekt Badawczy Zamawiany nr PBZ-MEiN 1/2/2006 pt. „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju” , Gdańsk – Gliwice, styczeń 2008. 6. Kocot H., Korab R., Ceny referencyjne dla wybranych technologii elektroenergetycznych, materiały Konferencji REE ’07, Kazimierz Dolny, maj 2007 r. 7. Kocot H., Wpływ scenariusza rozwoju elektroenergetyki na koszty dostawy energii do odbiorcy w świetle wymagań środowiskowych do 2020 r., Przegląd Elektrotechniczny nr 3, 2009, s. 164–167. 8. Kocot H., Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju w horyzoncie wieloletnim (związane z inwestycjami), materiały Konferencji APE ’09, Jurata, czerwiec 2009 r. 9. Zimmerman R., Murillo-Sánchez Carlos E., MATPOWER – a MATLAB Power System Simulation Package. Version 3.2, Cornell University, September 2007. 10. Kocot. H., Korab R., Siwy E., Żmuda K., Wykorzystanie krótkookresowych kosztów krańcowych w działalności operatorów sieciowych na rynku energii, Przegląd Elektrotechniczny nr 9, 2004. 11. Popczyk J., Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica nr 1, 2009.

Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

Autorzy / Biograﬁe

Robert Masiąg ENERGA-OPERATOR S.A. Studiował elektrotechnikę na Wydziale Elektrycznym Politechniki Lubelskiej. Studia ukończył ze specjalnościami: przetwarzanie i użytkowanie energii elektrycznej oraz inżynierskie zastosowania informatyki. Po zakończeniu studiów podjął pracę w dużej ﬁrmie telekomunikacyjnej, gdzie zajmował się zarządzaniem infrastrukturą telekomunikacyjną oraz informatyczną. Kierował zespołami specjalistów, realizując duże i złożone projekty informatyczne. Największy z nich to opracowanie koncepcji budowy i wdrożenia centralnego systemu kolekcji danych obsługującego rekordy bilingowe pochodzące od ponad dziesięciu milionów klientów. W ostatnich latach odpowiadał za jednoczesny rozwój kilkunastu systemów informatycznych w obszarach kolekcji danych bilingowych oraz rozliczeń międzyoperatorskich. Obecnie w ﬁrmie ENERGA-OPERATOR S.A. pełni rolę pełnomocnika zarządu ds. wdrożenia sieci inteligentnej, m.in. kieruje pracami związanymi z realizacją prac projektowych wdrożenia system AMI, który będzie stanowił bazę do budowy Smart Grid.

Droga do smart grid

DROGA DO SMART GRID mgr inż. Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

W ramach projektu AMI odbiorcy przemysłowi i komunalni zostaną wyposażeni w urządzenia pomiarowe umożliwiające automatyczny odczyt danych. Montaż tych urządzeń pomiarowych umożliwi dwukierunkową komunikację. Ważną częścią projektu będzie budowa centralnego systemu informatycznego oraz zapewnienie infrastruktury telekomunikacyjnej, które będą wykorzystywane do akwizycji i zarządzania danymi pomiarowymi. Ze względu na innowacyjność oraz dużą skalę przedsięwzięcia konieczne będzie rozwiązanie wielu problemów technicznych oraz organizacyjnych. Wyzwania przede wszystkim będą dotyczyły doboru technologii, architektury wdrażanego środowiska, modelu wdrożenia oraz logistyki wymiany i instalacji ok. trzech milionów liczników. Wyzwaniem będzie również kierowanie dużym zespołem projektowym oraz współpraca z kontrahentami zewnętrznymi. Do realizacji projektu w ENERGA-OPERATOR S.A. został powołany dedykowany zespół, który składa się ze specjalistów o ugruntowanej wiedzy z zakresu zarządzania projektami oraz osób legitymujących się odpowiednią wiedzą techniczną. Przy realizacji projektu wykorzystywane będą doświadczenia z podobnych wdrożeń na świecie oraz zrealizowanych przez ENERGA-OPERATOR S.A. wdrożeń pilotażowych.

1. DLACZEGO REALIZUJEMY PROJEKT AMI: CELE STRATEGICZNE ENERGA-OPERATOR S.A. Celem budowy systemu automatycznego zarządzania pomiarami – AMI (Advanced Metering Infrastructure), jest zapewnienie realizacji strategicznych celów ENERGA-OPERATOR: • wzrost niezawodności i jakości dostaw energii elektrycznej • poprawa jakości obsługi klientów • dostosowanie modelu biznesowego i organizacyjnego spółki do obecnych i przyszłych uwarunkowań • wzrost efektywności działania w celu zwiększenia możliwości rozwoju. Osiągnięcie celów strategicznych ENERGA-OPERATOR, które będzie możliwe między innymi dzięki realizacji projektu AMI (rys. 1), wpisuje się w strategię Grupy Energa S.A.: • osiągnięcie pozycji lidera w zakresie budowy rozproszonych, w szczególności odnawialnych źródeł wytwarzania energii • stworzenie modelu współpracy z klientem końcowym – odbiorca energii może stać się jednocześnie współwytwórcą i dostawcą usług oferowanych przez Grupę.

Streszczenie System automatycznego zarządzania pomiarami – AMI (Advanced Metering Infrastructure) jest jednym z przedsięwzięć realizowanych w ramach zadań wynikających ze strategii ENERGA-OPERATOR S.A. Główne cele wdrożenia systemu AMI to między innymi poprawa jakości

dostaw energii, usprawnienie zarządzania stratami, upowszechnienie rozproszonej produkcji energii elektrycznej. Wdrożenie systemu AMI to nowe możliwości działania w obszarach zarządzania infrastrukturą i gospodarką licznikową oraz obsługi klienta.

Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

Rys. 1. Cele wdrożenia systemu AMI

Konieczność realizacji projektu AMI wynika między innymi z faktu istnienia wielu regulacji prawnych, które jednocześnie ukierunkowują sposób jego realizacji. Przy planowaniu i budowie systemu konieczne będzie stosowanie się do wielu wytycznych wynikających między innymi z polityki energetycznej państwa, prawa o miarach, rozporządzeń ministra gospodarki, dyrektyw Parlamentu Europejskiego. Projekt będzie uwzględniał wnioski wynikające ze ścisłej współpracy z Urzędem Regulacji Energetyki oraz PSE Operator, odpowiadającego za koordynację prac związanych z powołaniem Niezależnego Operatora Pomiarów / budowy Centralnego Repozytorium Danych. Realizacja projektu pozwoli na osiągnięcie wielu korzyści w różnych obszarach działalności ENERGA-OPERATOR S.A. Zapewnione zostanie sprawniejsze monitorowanie strat energii, co umożliwi optymalizację tych strat. Nastąpi minimalizacja kradzieży infrastruktury i energii. Zwiększona zostanie kontrola jakości dostaw energii. Zostaną wprowadzone taryfy dostosowane do indywidualnych potrzeb odbiorców oraz stymulujące zachowania odbiorców, co z kolei pozwoli na świadome sterowanie ich popytem na energię. Usprawniona zostanie gospodarka licznikami. Dzięki zapewnieniu dostępności danych pomiarowych o wysokiej jakości umożliwione zostanie wprowadzenie efektywnych mechanizmów gospodarowania zakupami i sprzedażą energii. Zwiększona zostanie konkurencyjność ENERGA-OPERATOR S.A. Wdrożenie systemu AMI przyniesie wiele korzyści dla odbiorców energii (rys. 2). Osiągalne będą taryfy dostosowane do indywidualnych potrzeb klientów. Wzrośnie świadomość struktury zużycia energii, co może doprowadzić do zmniejszenia zużycia energii przez klientów. Rozliczenia za zużycie energii będą dokładniejsze. Uproszczone zostaną procedury zmiany sprzedawcy. Podsumowując, należy stwierdzić, że korzyści wynikające z wdrożenia systemu AMI obejmą zarówno ENERGA-OPERATOR S.A., jak i klientów. Należy mieć jednak na uwadze, że dużej części potencjalnych korzyści nie można dziś zidentyﬁkować. Dopiero bowiem powstanie systemu AMI stanowić będzie bazę dla wielu przyszłościowych zastosowań. Budowa systemu AMI jest pierwszym z koniecznych kroków, wymaganych do powstania sieci inteligentnych, tzw. Smart Grid.

Droga do smart grid

RyS. 2. Możliwe korzyści wynikające z wdrożenia AMI

2. DOTYCHCZASOWE DOŚWIADCZENIA: WDROŻENIA PILOTAŻOWE Decyzja o rozpoczęciu realizacji projektu AMI wynikała również z oceny doświadczeń ENERGA-OPERATOR S.A., związanych z realizacją zdalnych odczytów, szczególnie wdrożeń pilotażowych adresowanych zarówno do wielkich, jak i małych odbiorców. Poniżej zamieszczono krótki opis niektórych wdrożeń pilotażowych: ELBLĄG • Skome – Innsoft, 291 odbiorców i ok. 100 liczników bilansujących, granicznych oraz na transformatorach. • Energia 3 – Numerom, 291 liczników, odczyt do rozliczeń odbiorców. • Linexpert – Elster, 70 liczników. Cała instalacja wykonana w pomieszczeniu licznikowym. Liczniki komunikują się z koncentratorem za pomocą protokołu PLC, koncentrator przekazuje dane za pomocą GSM. System obecnie nie jest rozwijany. Wykazał jednak możliwość korzystania z komunikacji PLC na niskim napięciu. Oprogramowanie do zdalnej transmisji tworzone było w trakcie eksploatacji i okazało się zawodne. • Routbase – APATOR, 39 odbiorców. System, który wymaga użycia przenośnego urządzenia czytającego. Zainstalowany w celu zdyscyplinowania odbiorców utrudniających dostęp do licznika i często zalegających z płatnościami. System wykazał możliwości komunikacji radiowej w budynkach, w których liczniki zainstalowane są w mieszkaniach. Znaczne usprawnienie windykacji. • AMR – Politech (Iskra Emeco), 76 odbiorców. Systemem objęta jest wieś Kraśniewo koło Malborka. System zainstalowano w celu ograniczenia strat handlowych oraz sprawdzenia komunikacji PLC do koncentratora oraz GSM / GPRS do serwera odczytowego. Duże problemy z komunikacją PLC, w czterech przypadkach konieczne było zainstalowanie w licznikach modemów GPRS. System nierozwijany. GDAŃSK • Energia 3 – Numerom, 545 odbiorców. • eSpim – Winuel, 153 liczniki graniczne, liczniki bilansujące oraz na stacjach transformatorowych. • AMRSystem – APATOR, 1592 liczniki. System eksploatowany i rozwijany do dziś, obejmuje 1592 liczniki energii elektrycznej oraz współpracuje z licznikami gazu. Komunikacja odbywa się do koncentratorów drogą radiową, dalej drogą GSM / GPRS. W zakładzie Wejherowo dane odczytowe zaczytywanie są do systemu bilingowego. System wspomaga wykrywanie nielegalnego poboru energii elektrycznej.

Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

• Zol-Net – JM Tronik. Do pracujących liczników zakupiono 600 sztuk modemów radiowych do komunikacji z przenośnymi terminalami inkasenckimi. System obecnie nie jest rozwijany. • Sea Tower – JM Tronik, 281 liczników komunalnych, 3 liczniki bilansujące. Projekt badawczy Instytutu Energetyki, którego zadaniem była próba funkcjonalna dróg transmisji do Kolektora Danych Pomiarowych. W trakcie realizacji powstała aplikacja do monitorowania strat sieciowych w obiekcie. Komunikacja liczników z koncentratorem za pomocą kabla UTP. KALISZ • Skome – Innsoft, ok. 100 liczników, głównie koncentratory i liczniki graniczne. • Energia 3, 410 odbiorców, odczyty na potrzeby rozliczeń. • DCG 300 – Landis+Gyr, 75 liczników ZMB. • AMRSystem – APATOR, 850 liczników. Projekt realizowany jest głównie w celach ograniczania strat sieciowych i usprawnienia windykacji. Odczyt danych za pomocą przenośnych terminali. KOSZALIN • Solen – Pozyton, 230 liczników. • Poligon – liczniki APATOR, oprogramowanie Innsoft, 63 liczniki. Transmisja danych z wykorzystaniem infrastruktury telewizji kablowej. System obecnie nie jest rozwijany. OLSZTYN • Skome – Innsoft, 150 liczników. • AMRSystem – APATOR, 99 liczników. Pilot służył zdobyciu doświadczeń w obszarze bilansowania strat. PŁOCK • Energia 3, 772 liczniki u odbiorców. • NETPAF – firmy PAFAL, 370 liczników. Połączenia pomiędzy licznikami a koncentratorem z wykorzystaniem protokołu PLC. System nie jest konserwowany, bardzo duża awaryjność. Negatywna ocena łączności PLC. • ENERGO-CONTROL – firmy Energosystems, 568 liczników. Podłączeni głównie odbiorcy sezonowi. Łączność do koncentratora z wykorzystaniem protokołu PLC, z koncentratora do serwera akwizycji użyto GSM / GPRS. System realizowany w 2009 roku. Wystąpiły problemy z komunikacją PLC. • Addax firmy T-Matic, 1002 liczniki. System z transmisją PLC zarówno na niskim, jak i na średnim napięciu. Bardzo obiecująca instalacja. Uzyskano wysoki poziom skuteczności odczytów PLC. System przekazuje obecnie dane do systemu bilingowego. Odczyt liczników odbywa się raz na dobę, odczytywany jest godzinowy profil obciążenia każdego odbiorcy. SŁUPSK • Premia – Instytut Energetyki, 200 odbiorców. TORUŃ • eSpim – Winuel, 220 liczników. • Syndis Energia – Sindis, 34 liczniki, głównie transformatory. • Energia 3 – Numerom, 185 liczników. • PcCombiBase – Kamstrup, 8 liczników. Bardzo mała instalacja, której celem było sprawdzenie różnych technik łączności pomiędzy licznikiem a koncentratorem. • Zolnet – JM-Tronik, 77 liczników. Połączenie radiowe pomiędzy licznikiem a terminalem przenośnym. System obecnie nie jest rozwijany. W trakcie realizacji wdrożeń pilotażowych zdobyto wiele cennych doświadczeń dotyczących technologii komunikacyjnych, w szczególności zapoznano się z technologiami PLC, LV i MV oraz oceniono przydatność technologii łączności radiowej oraz GSM.

Droga do smart grid

3. SYSTEM ODCZYTU LICZNIKÓW ODBIORCÓW PRZEMYSŁOWYCH Jednym z elementów docelowej architektury AMI w ENERGA-OPERATOR S.A. jest zapewnienie obsługi odczytów odbiorców przemysłowych. W wyniku wielu prac i analiz podjęto decyzję, że zostanie to zrealizowane przez wykorzystanie systemu Converge ﬁrmy Landis + Gyr. Wprowadzenie tego rozwiązania pozwoliło na obniżenie kosztów realizacji odczytów oraz spowodowało ujednolicenie obsługi liczników odbiorców. System Converge docelowo zastąpi wszystkie obecnie eksploatowane systemy zdalnej akwizycji dla odbiorców przemysłowych, dodatkowo planowane jest podłączanie do tego systemu liczników dla odbiorców TPA z grupy taryfowej C1X. Converge jest systemem wspierającym eksploatację układów pomiarowych, współpracującym z systemem informacji klientów końcowych oraz systemem bilingowym. Terminalami operatorskimi w systemie są komputery PC. Oddzielne serwery bazy danych, komunikacji i obróbki danych zapewniają optymalną wydajność. Wszystkie elementy systemu połączone są poprzez wewnętrzną sieć LAN, która jest podłączona poprzez dedykowany bridge lub router do sieci LAN ﬁrmy. Możliwy jest zdalny dostęp do systemu za pośrednictwem przeglądarki internetowej. Ogólną architekturę systemu Converge przedstawiono na rys. 3: Serwery obróbki i komunikacji

Serwer bazy danych

15R

OL R IA N T

80R

PO L AT

RL I N T

t e rn e th E

x 7

x 8

x 9

x 1

x 2

x 3

0 x 1 x 1 1 2 x

x 7

x 8

x 9

x 4

5 x 6 x

x 1

x 2

x 3

x 0 1

1 x 1 2

x 4

x 5

1 0 1 1 1 2

3 1

4 1

5 1

6 1

7 1

8 1

9 1

0 2

1 2

3 2

4 2

1 3

2 3

3 3 3 4 3 5 3 6

7 3

8 3

9 3

0 4

1 4

2 4

3 4

5 4

6 4

7 4

8 4

5 2

2 6 2 7 2 8 2 9 3 0

Osprzęt komunikacyjny, dostęp do APN

7 8 9 1 0 1 1 2

A1 2 3 4 5 6

Dostęp serwisowy

Drukarka

150

x 6

Sieć LAN systemu Converge

Komunikacja Bridge / Router

Systemy trzecie Sieć LAN firmy

Klient

Rys. 3. Ogólna architektura systemu Converge

Do końca roku 2010 do systemu Converge zostanie podłączonych ponad 16 800 liczników. Będzie to największa instalacja tego typu w Polsce. Poniżej (rys. 4) pokazano liczbę liczników podłączonych do systemu Converge do dnia 14 maja 2010 roku. Rys. 4. Stan realizacji systemu Converge na dzień 25 kwietnia 2010 r. Kolumny po lewej stronie – ile zostało zrobione Kolumny po prawej stronie – ile pozostało do zrobienia niebiesko-czerwony: cała ENERGA-OPERATOR S.A., zielono-żółty: poszczególne oddziały

Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

4. SKALA PRZEDSIĘWZIĘCIA AMI W ENERGA-OPERATOR S.A. Przedmiotem projektu jest wprowadzenie techniczno-organizacyjnych zmian, automatyzujących procesy obsługi liczników energii elektrycznej na całym obszarze działalności ENERGA-OPERATOR S.A. W zakres projektu wchodzi wymiana ok. trzech milionów liczników energii, zapewnienie dwukierunkowej sieci transmisji danych pomiędzy licznikami oraz centralnym systemem informatycznym, budowa centralnego systemu informatycznego automatyzującego odczyty wskazań liczników oraz umożliwiającego zdalne sterowanie licznikami. Wdrożone środowisko będzie automatyzowało wiele procesów realizowanych dzisiaj w sposób manualny. W czasie zbliżonym do rzeczywistego zostaną dostarczone niedostępne dzisiaj informacje, które wykorzystać będzie można do optymalizacji pracy sieci i zarządzania procesami związanymi z produkcją oraz dystrybucją energii. Utworzona zostanie baza dla wielu przyszłościowych zastosowań, takich jak np. sterowanie elementami sieci energetycznej w miejscach, gdzie dziś nie ma takiej możliwości, stymulowanie popytu użytkowników energii elektrycznej, umożliwienie odczytów liczników innych mediów.

5. NASZE PODEJŚCIE DO REALIZACJI PROJEKTU AMI Do realizacji projektu w ENERGA-OPERATOR S.A. został powołany dedykowany zespół, który składa się ze specjalistów o ugruntowanej wiedzy z zakresu zarządzania projektami oraz osób legitymujących się odpowiednią wiedzą techniczną. Połączenie tych dwóch cech kompetencyjnych pozwoli na osiągnięcie zakładanych celów projektu. W skład zespołu projektowego weszli pracownicy ENERGA-OPERATOR S.A., których wesprą specjaliści z zewnątrz, kontraktowani na czas realizacji projektu do wykonania konkretnych działań projektowych. Przy realizacji prac projektowych współpracujemy z ﬁrmą AT Kearney. W pierwszym etapie realizacji projektu podjęto prace analityczne, zgodnie z modelem przedstawionym na rys. 5.

Rys. 5. Model realizacji prac analitycznych w projekcie AMI (stopień zaawansowania na dzień 13 maja 2010)

W trakcie realizacji prac przeprowadzony zostanie przegląd wdrożeń podobnych systemów działających na świecie. Przeglądowi zostaną poddane rozwiązania, których rozmiar był porównywalny lub większy niż wdrożenie planowane w ENERGA-OPERATOR S.A. Zamierzamy skorzystać z doświadczeń producentów technologii pomiarowych oraz uznanych na światowym rynku ﬁrm konsultingowych, specjalizujących się w usługach doradczych. Przy realizacji projektu zostaną uwzględnione wnioski wynikające z dotychczas przeprowadzonych wdrożeń. Zamierzamy aktywnie współpracować z innymi operatorami, szczególnie chcemy zintensyﬁkować dotychczasową współpracę z Polskimi Sieciami Energetycznymi Operator w obszarze wypracowania wspólnej wizji budowy systemu inteligentnego opomiarowania sieci oraz planowanego powołania Niezależnego Operatora Pomiarów. Chcąc zoptymalizować zarządzanie przedsięwzięciem, zostanie ono podzielone na części, z których każda będzie kierowana przez dedykowanego kierownika. Zakładamy podział na trzy części: układy pomiarowe, sieć transmisji danych, centralna aplikacja (rys. 6).

Droga do smart grid

Rys. 6. Podstawowe warstwy technologiczne w projekcie AMI

Realizacja projektu będzie kompatybilna z planowanymi w ENERGA-OPERATOR S.A. zmianami organizacyjnymi. Inwestycja będzie centralnie nadzorowana i ﬁnansowana. Większość prac ma być realizowana zasobami dostawców, tam gdzie to będzie wymagane – wyłonionymi w ramach postępowań prowadzonych przed Urzędem Zamówień Publicznych. Zakładamy, że w realizację przedsięwzięcia zaangażowanych zostanie kilku różnych dostawców. Rola pracowników ENERGA-OPERATOR S.A. będzie polegała na definiowaniu wymagań, zarządzaniu przedsięwzięciem oraz odbiorze efektów prac. Szczególny nacisk zamierzamy położyć na długofalowe zabezpieczenie interesów ENERGA-OPERATOR S.A. Mając na uwadze innowacyjność przedsięwzięcia, nierealizowanego dotychczas w Polsce na tak dużą skalę, zamierzamy w rzetelny sposób dokumentować wszelkie realizowane prace oraz powstające produkty. Dokumentacja oraz nasze doświadczenia będą mogły w przyszłości zostać wykorzystane przez inne podmioty działające na rynku energii w Polsce.

6. GŁÓWNE WYZWANIA TECHNICZNE ORAZ ORGANIZACYJNE ZWIĄZANE Z WDROŻENIEM AMI Ze względu na innowacyjność przedsięwzięcia oraz jego dużą skalę realizatorów czeka wiele wyzwań, zarówno w obszarze technicznym, jak i zarządzania przedsięwzięciem. W obszarze technicznym do największych z nich należy dobór technologii w warstwie komunikacji oraz wybór i implementacja docelowych funkcjonalności urządzeń i systemów IT. Sporym wyzwaniem jest również zaprojektowanie skalowalnej infrastruktury sprzętowej IT i architektury oprogramowania do zbudowania systemu umożliwiającego gromadzenie, przetwarzanie i udostępnianie ogromnych ilości danych. W celu spełnienia wymagań, jakie przed systemem stawia ENERGA-OPERATOR S.A., niezbędne jest zapewnienie niezawodnej sieci transmisji danych, która umożliwi dwukierunkową komunikację o wydajności wymaganej do realizacji obecnych oraz przyszłych funkcji systemu AMI. Zastosowanie konkretnej technologii w danym obszarze będzie uzależnione między innymi od struktury sieci energetycznej, dostępnej infrastruktury komunikacyjnej oraz czynników ekonomicznych. Dobór rozwiązania na danym obszarze jest przedmiotem prac projektowych, prowadzonych przez zespoły ekspertów.

Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

Wymagana jest wymiana wszystkich liczników energii elektrycznej na nowoczesne urządzenia, które umożliwiają nie tylko rejestrację i zdalny odczyt poboru energii, ale również zdalną konfigurację, zmianę parametrów, sterowanie oraz komunikację z innymi urządzeniami w gospodarstwie domowym. Tak sformułowane wymagania dla urządzeń pomiarowych umożliwią dalszy rozwój systemu w stronę inteligentnych sieci i inteligentnych domów. Kolejnym zadaniem realizowanym w ramach przedsięwzięcia będzie zbudowanie centralnego systemu IT, odpowiedzialnego za automatyczną akwizycję danych pomiarowych i składowanie ich w centralnym repozytorium. Dane zgromadzone w repozytorium będą obsługiwane przez system zarządzania danymi pomiarowymi, odpowiedzialny za przygotowanie i udostępnienie danych pomiarowych na potrzeby procesów biznesowych realizowanych w ENERGA-OPERATOR S.A. Architektura systemów IT oraz zastosowane technologie będą musiały zapewnić obsługę rosnącej ilości gromadzonych i przetwarzanych danych. Ze względu na krytyczny charakter systemu AMI dla procesów biznesowych OSD, zaimplementowane rozwiązania muszą być skalowalne, zapewniać bardzo wysoki poziom dostępności i niezawodności oraz umożliwić łatwą i wydajną integrację z systemami informatycznymi otoczenia. W obszarze zarządzania do największych wyzwań należy współpraca z dużą liczbą podmiotów zaangażowanych w realizację przedsięwzięcia, długi czas trwania projektu oraz zarządzanie ryzykiem projektowym. W trakcie trwania projektu bardzo istotne będzie zarządzanie jego zakresem, w tym zarządzanie zmianami zakresu, które niewątpliwie będą miały miejsce przy realizacji tak dużego przedsięwzięcia. Przedsięwzięcie należy zaplanować i zrealizować przy współpracy wielu podmiotów wewnętrznych i zewnętrznych, które będą musiały ściśle współdziałać, a ich prace muszą być na bieżąco koordynowane. Konieczna jest właściwa identyfikacja i przeciwdziałanie czynnikom ryzyka we wszystkich obszarach przedsięwzięcia. Kluczem do osiągnięcia sukcesu jest precyzyjne zdefiniowanie zakresu, odpowiedzialności, harmonogramu działania oraz zapewnienie wszystkich środków koniecznych do należytego wykonania zadań. W przedsięwzięciu trwającym kilka lat bardzo istotne jest zarządzanie zmianą, zarówno w obszarze technicznym, jak i organizacyjnym. Ogromnym wyzwaniem organizacyjnym będzie na przestrzeni kilku lat proces instalacji i wymiany ok. 3 milionów liczników energii elektrycznej. W celu osiągnięcia sukcesu należy zidentyfikować i uwzględnić wiele czynników, takich jak zasoby służb monterskich, okres legalizacji istniejących liczników oraz zdolności wytwórcze i logistyczne dostawców nowych urządzeń. Równolegle z wdrożeniem systemu AMI będą prowadzane prace mające na celu dostosowanie do współpracy z AMI procesów operacyjnych ENERGA-OPERATOR S.A. oraz innych systemów IT ENERGA-OPERATOR S.A.

Anna Lisowska-Oleksiak; Andrzej P. Nowak; Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Anna Lisowska-Oleksiak Gdańsk / Polska

Andrzej P. Nowak Gdańsk / Polska

Ukończyła studia magisterskie na Wydziale Matematyki, Fizyki i Chemii Uniwersytetu Mikołaja Kopernika w Toruniu (1975). Stopień doktora nauk chemicznych w dziedzinie elektrochemii uzyskała na Politechnice Gdańskiej (1982), gdzie również się habilitowała (2003). W latach 1991–1994 pracowała na Uniwersytecie w St Adrews w Szkocji, gdzie zajmowała się elektrochemią ogniw litowych. Obecnie piastuje stanowisko profesora nadzwyczajnego na Wydziale Chemicznym Politechniki Gdańskiej. Główny obszar zainteresowań naukowych to zjawiska elektrodowe, technologia materiałów i inżynieria materiałowa do chemicznych źródeł prądu.

Absolwent Wydziału Chemicznego Politechniki Gdańskiej na kierunku biotechnologia (2003). Doktorat w dziedzinie nauk chemicznych (2008) obronił na PG. Laureat I nagrody Oddziału Gdańskiego PTChem na najlepszą pracę doktorską obronioną na Wydziale Chemicznym PG. Obecnie na stażu naukowym na Technische Universität Darmstadt. Obszar zainteresowań naukowych związany jest z polimerami przewodzącymi, materiałami hybrydowymi, superkondensatorami, ogniwami galwanicznymi.

Monika Wilamowska Gdańsk / Polska Absolwentka Wydziału Chemicznego Politechniki Gdańskiej (2007). Obecnie doktorantka Wydziału Chemicznego PG, specjalność elektrochemia. Zainteresowanie naukowe to m.in. materiały hybrydowe do katalizy elektrochemicznej oraz polimery przewodzące jako materiały elektrodowe do superkondensatorów.

Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

SUPERKONDENSATORY JAKO MATERIAŁY DO MAGAZYNOWANIA ENERGII prof. dr hab. Anna Lisowska-Oleksiak / Politechnika Gdańska dr inż. Andrzej P. Nowak / Politechnika Gdańska mgr inż. Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP W ostatnich latach kryzys paliwowy oraz zmiany klimatyczne wymusiły na administracjach krajów o wysokim poziomie technicznym wprowadzenie zmian prawnych, obligujących do zmniejszenia emisji CO2 i dywersyfikacji źródeł energii. Urządzenia wykorzystujące odnawialne źródła energii, tj. siłownie wiatrowe, stacje baterii słonecznych, są na etapie intensywnego rozwoju zarówno na poziomie badawczym, wdrożeniowym, jak i użytkowym. Połączenie wielu źródeł energii elektrycznej w jeden system wymaga odpowiednich urządzeń do jej magazynowania i konwersji. Kraje o dużym doświadczeniu z energetyką wiatrową i słoneczną proponują różne rozwiązania. Są nimi m.in. systemy ogniw galwanicznych z wykorzystaniem systemu tzw. RFC (ang. redox flow cell) oraz stacje kondensatorów elektrochemicznych. Technologie oparte na kondensatorach elektrochemicznych zostały już wdrożone na świecie [1]. Samochody o napędach hybrydowych również wyposażone są w superkondensatory, pełniące funkcję podzespołu o wysokiej gęstości mocy [2]. Kondensatory elektrochemiczne znane są od wielu lat. W 1957 roku Becker (General Electrics) opatentował konstrukcję kondensatora, w którym materiał węglowy o silnie rozwiniętej powierzchni stanowił materiał elektrodowy, a kwas siarkowy użyto jako elektrolit [3]. Z kolei rok 1970 traktuje się jako początek zastosowania kondensatorów elektrochemicznych (EC) w urządzeniach komercyjnych, kiedy to firma SOHIO podjęła próby wprowadzenia ich na rynek [4]. W latach 90. nastąpił ogromny wzrost badań naukowych i technologicznych dotyczących kondensatorów elektrochemicznych. Fakt ten należy wiązać z zastosowaniem EC w pojazdach elektrycznych i pojazdach z napędem hybrydowym. Wyczerpującym i szczegółowym źródłem informacji na temat kondensatorów elektrochemicznych jest monografia Conwaya [5].

2. ZASADY MAGAZYNOWANIA ENERGII W KONDENSATORACH ELEKTROCHEMICZNYCH Energia elektryczna w urządzeniach elektrochemicznych zasadniczo może być magazynowana na dwa podstawowe sposoby: 1) przez wykorzystanie przemiany chemicznej lub/oraz 2) bezpośrednio na drodze gromadzenia ładunku elektrostatycznego w obszarze złącza pomiędzy elektrodą a elektrolitem. W pierwszym przypadku następuje zamiana energii reakcji chemicznej na energię elektryczną zgodnie z równaniem: W = – z × F × E (W – praca, jaką można wykonać, z – ilość przeniesionych elektronów, F – stała Faradaya 96485 C/mol, E – zmiana potencjału). Przemianę tego typu nazywamy reakcją faradajowską. Urządze-

Streszczenie Kondensatory elektrochemiczne, zwane także superkondensatorami lub ultrakondensatorami, magazynują energię w polu elektrycznym elektrochemicznej warstwy podwójnej. Zastosowanie elektrod o rozwiniętej powierzchni powoduje uzyskanie dużych wartości pojemności. Już od wielu lat dostępne są na rynku małe kondensatory elektrochemiczne, które stosowane są w niewielkich urządzeniach elektronicznych. Ogromny postęp w inżynierii materiałowej, ewoluującej w kierunku nanotechnologii, sprawia, iż

superkondensatory stają się coraz bardziej niezawodnymi urządzeniami współpracującymi zarówno z elektrowniami wiatrowymi, jak i systemami ogniw fotowoltaicznych. Doskonalenie technologii superkondensatorów polega na polepszeniu ich parametrów pracy, zwłaszcza zakresu napięć, oraz uzyskiwanej mocy. W niniejszej pracy przedstawione zostaną podstawowe zasady działania superkondensatorów, charakterystyka ich pracy oraz przykłady ich użycia.

Anna Lisowska-Oleksiak; Andrzej P. Nowak; Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

nia wykorzystujące reakcje faradajowskie to ogniwa galwaniczne (baterie∗, akumulatory, ogniwa paliwowe) oraz superkondensatory redoks. Drugi mechanizm gromadzenia ładunku, tzw. niefaradajowski, jest podstawą działania kondensatora elektrochemicznego. Na granicy faz elektroda/elektrolit istnieje kondensator elektrycznej warstwy podwójnej dl (ang. double layer), utworzony z ładunków na metalu i jonów o odmiennym znaku w roztworze bezpośrednio sąsiadującym z powierzchnią elektrody.

MODELE ELEKTRYCZNEJ WARSTWY PODWÓJNEJ Koncepcja tworzenia się elektrycznej warstwy podwójnej ma swoją wielowiekową historię. W czasach nowożytnych jej początek stanowią prace Helmholtza (1857) dotyczące faz zdyspergowanych. Rozwój myśli naukowej w tej dziedzinie przedstawiono na rys. 1. Pierwsze modele uwzględniają fakt porządkowania ładunków (Helmholtz 1857) (rys. 1a) oraz efekt rozmycia warstwy na skutek ruchów termicznych (model Gouya-Chapmana) (rys. 1b). Model Sterna (1927) (rys. 1c) łączy te dwa podejścia. W efekcie teoria mówi, iż mamy do czynienia z dwoma kondensatorami połączonymi szeregowo. Są to: kondensator warstwy sztywnej o pojemności CH i kondensator warstwy rozmytej o pojemności Cdyf . Całkowita pojemność elektrycznej warstwy podwójnej wynosi: Cdl-1 = CH-1 + Cdyf-1. Wynika z tego, że porządkowanie ładunków w miejscu kontaktu dwóch przewodzących elektryczność faz prowadzi do generowania kondensatora. Pojemność C kondensatora elektrycznej warstwy podwójnej jest zależna od zgromadzonego ładunku w odpowiednim zakresie potencjałów C = dq/dV i zależy od jego geometrii (powierzchni A i odległości okładek d). Kondensator granicy faz ma grubość d zależną od rozmiarów cząsteczek rozpuszczalnika i w tym przypadku d oznacza średnicę tychże cząsteczek lub ich klastrów. Prace Grahama (1947), model Parsonsa (1978) uwzględniają obecność dipoli rozpuszczalnika w kondensatorze granicy faz, patrz (rys. 1d).

d) Rys. 1. Granica faz elektroda/elektrolit wg modelu Helmholtza (a), warstwa rozmyta Gouya-Chapmana (b), Sterna (c) oraz Grahama (d), gdzie φM to potencjał Galvaniego, a ψs to potencjał Volty, WPH i ZPH to odpowiednio wewnętrzna i zewnętrzna płaszczyzna Helmholtza [5]

Teoretycznie baterią powinno nazywać się zestaw ogniw połączonych szeregowo lub równolegle, lecz potocznie utarło się stosowanie nazwy bateria dla ogniwa jako komercyjnego wyrobu powszechnego użytku [6]. *

Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

2.1. SUPERKONDENSATORY ELEKTRYCZNEJ WARSTWY PODWÓJNEJ (ECDLang) W literaturze grupa kondensatorów elektrochemicznych, wykorzystujących ładunek elektrycznej warstwy podwójnej, jest znana pod nazwą ECDL (ang. electrochemical double layer capacitors). Pojemność kondensatora jest proporcjonalna do powierzchni okładek kondensatora oraz stałej dielektrycznej substancji zawartej między okładkami i odwrotnie proporcjonalna do odległości między okładkami: � A × ε0 × εr C d

(1)

gdzie C to pojemność [Farad], A – powierzchnia elektrod, d – odległość między okładkami kondensatora, ε0 – przenikalność elektryczna próżni, a εr – względna przenikalność elektryczna ośrodka. Pojemność Cdl kondensatora elektrycznej warstwy podwójnej metal (np. Pt, Au)/elektrolit zawarta jest w granicach 16–50 μF/cm2. Wielkość ta nie jest atrakcyjna z praktycznego punktu widzenia. Zgodnie z zależnością (1) znaczący wzrost pojemności Cdl uzyskuje się, stosując materiały elektrodowe o tzw. rozwiniętej powierzchni. Są to węgle przewodzące o strukturze porowatej, tlenki metali przejściowych oraz polimery elektroaktywne. Węgiel aktywny o powierzchni 1000 m2/g i pojemności warstwy podwójnej Cdl 15 μF/cm2 pozwala uzyskać pojemność właściwą wynoszącą 150 F/g (1000 m2/g × 10 000 cm2/m2 × 15 μF/cm2 = 150 F/g). Stąd nazwa „superkondensator” lub „ultrakondensator” dla urządzeń wykorzystujących pojemność warstwy podwójnej elektrod z materiałów o wysoko rozwiniętej powierzchni. W praktyce stosuje się warstwy elektrodowe grubości kilku mikrometrów.

2.2. KONDENSATORY ELEKTROCHEMICZNE WYKORZYSTUJĄCE TZW. PSEUDOPOJEMNOŚĆ REDOKS Kondensatory elektrochemiczne wykorzystujące tzw. pseudopojemność redoks to drugi typ kondensatorów elektrochemicznych w praktyce szeroko stosowanych. Są to tzw. kondensatory elektrochemiczne typu redoks (ang. redox electrochemical capacitors) lub superkondensatory redoks (ang. redox supercapacitors). Urządzenia te obok wykorzystania ładunku elektrycznej warstwy podwójnej są źródłem prądu pochodzącego od reakcji przeniesienia ładunku, dotyczącej substancji zaadsorbowanych na powierzchni i ulegających przemianie w swej naturze faradajowskiej. Różnica pomiędzy zwykłą reakcją redoks a omawianym zjawiskiem leży w dostępności substratu. W kondensatorach przeniesienie ładunku jest ściśle limitowane do powierzchni elektrody. Proces zachodzi wieloelektronowo i w szerokim przedziale potencjałów. W tego typu urządzeniach wykorzystuje się materiały zdolne do wchodzenia w powierzchniowe reakcje redoks (np. tlenki rutenu, polimery elektroaktywne). Przykładem reakcji, w której wykorzystujemy pseudopojemność redoks, jest reakcja przebiegająca na powierzchni tlenków rutenu, gdzie powierzchniowe grupy hydroksylowe w środowisku kwaśnym ulegają redukcji zgodnie z równaniem [7]:

�RuO z (OH) y  δ H   δ e   RuO z δ (OH) y  δ

(2)

Warto zauważyć, że stechiometria tej reakcji jest bardzo złożona, a warstwa powierzchniowa grup –OH traktowana jest jako całość. Współczynniki stechiometryczne reakcji odnoszą się do monowarstwy grup aktywnych powierzchni.

3. RÓŻNICE MIĘDZY KONDENSATORAMI A OGNIWAMI GALWANICZNYMI Zarówno kondensatory, jak i ogniwa galwaniczne zbudowane są z dwóch elektrod oddzielonych elektrolitem (rys. 2). Różnica dotyczy charakteru użytych materiałów elektrodowych i mechanizmu gromadzenia ładunku. Dla kondensatorów elektrochemicznych najczęściej obie elektrody wykonane są z tego samego materiału. W ogniwach galwanicznych elektrody różnią się pod względem chemicznym (materiał anodowy jest inny niż materiał katodowy).

Anna Lisowska-Oleksiak; Andrzej P. Nowak; Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

Rys. 2. Schemat budowy kondensatora elektrochemicznego

W procesie ładowania i rozładowania kondensatora obserwuje się ciągłą wewnętrzną zmianę potencjału elektrody V zgodnie z zależnością: C = q/V lub q = C × V

(3)

Krzywe rozładowania kondensatora elektrochemicznego i baterii przedstawia rys. 3.

Rys. 3. Krzywe rozładowania kondensatora elektrochemicznego i baterii

W przeciwieństwie do tego ładowanie/rozładowanie ogniw galwanicznych odbywa się przy zachowaniu stałego potencjału, za wyjątkiem stanu naładowania 0 i 100% (rys. 2). Konsekwencją wynikającą z opisanej różnicy jest fakt, że energia E, zgromadzona przez kondensator, wynosi: E = 1/2 C × U2 lub E = 1/2 q × U

(4)

Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

podczas gdy dla baterii poziom energii wynosi q × U, czyli jest dwukrotnie wyższy od poziomu energii w kondensatorze o takim samym napięciu U = ΔV. Moc superkondensatora wyraża równanie: �

P

U2 4R

(5)

gdzie R to rezystancja urządzenia. Z równania (4) wynika, że wzrost wartości energii zgromadzony w kondensatorze może być osiągnięty poprzez: 1) wzrost pojemności, możliwy do osiągnięcia przez a) zwiększenie powierzchni aktywnej elektrod b) zmniejszenie odległości między okładkami c) zwiększenie względnej przenikalności dielektrycznej ośrodka 2) zwiększenie napięcia. Zgodnie z równaniem (5) zwiększenie mocy można uzyskać w wyniku: 1) zwiększenia napięcia 2) zmniejszenia rezystancji. Konstruując urządzenie, mamy wpływ na wielkość mocy użytecznej poprzez dobór materiałów, geometrii elektrod i elektrochemicznej stabilności elektrolitu. Kondensatory elektrochemiczne plasują się wśród urządzeń do magazynowania i konwersji energii pomiędzy kondensatorami elektrolitycznymi∗ a bateriami. Ilustruje to załączony diagram Ragone’a (rys. 4).

Rys. 4. Diagram Ragone’a dla różnych urządzeń elektrochemicznych [8, 9]

Stałe czasowe (RC) (linie przerywane na diagramie) wskazują, że czas ładowania i rozładowania odwracalnych ogniw galwanicznych jest znacznie dłuższy niż czas tych procesów w kondensatorach elektrochemicznych. Baterie, jak i niskotemperaturowe ogniwa paliwowe są urządzeniami o niskiej gęstości mocy w porównaniu z mocą kondensatorów elektrolitycznych. Jednocześnie baterie mają wyższą wartość gęstości energii niż kondensatory. Zastosowanie w urządzeniu zarówno baterii, jak i kondensatorów elektrochemicznych może poW przeciwieństwie do kondensatorów elektrochemicznych pojemność małych kondensatorów elektrolitycznych (o wymiarze kilku cm) jest bardzo mała, rzędu mikro- lub nanofaradów. Kondensatory elektrolityczne zawdzięczają swoją nazwę od sposobu utworzenia separatora między okładkami. Kondensatory elektrolityczne to urządzenia, w których okładki utworzone są z takich metali, jak aluminium, tantal, tytan, niob itp. Okładki są oddzielone cienkim ﬁlmem tlenku danego metalu o grubości 10–100 nm. Film ten otrzymuje się na drodze polaryzacji anodowej obu okładek. Kondensatorów elektrolitycznych nie należy mylić z kondensatorami elektrochemicznymi. *

Anna Lisowska-Oleksiak; Andrzej P. Nowak; Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

lepszyć parametry pracy takiego urządzenia. Liczba cykli ładowania-rozładowania jest dla kondensatorów elektrochemicznych wielokrotnie wyższa w porównaniu z liczbą cykli ładowania akumulatorów. Wynika to z faktu, iż w ogniwach podczas reakcji przeniesienia ładunku dochodzi do tworzenia nowych faz oraz utrudnień wynikających z procesów ubocznych. Kondensator elektrochemiczny wykorzystuje głównie ładunek elektrostatyczny, zatem z teoretycznego punktu widzenia proces ładowania i rozładowania mógłby zachodzić w nieskończoność.

4. MATERIAŁY ELEKTRODOWE 4.1. WĘGLE PRZEWODZĄCE Materiały węglowe są często stosowanym materiałem elektrodowym przy konstrukcji kondensatorów elektrochemicznych [5, 7, 10]. Jak wiadomo, zdolność do przewodzenia prądu elektrycznego zawdzięczają obecności płaszczyzn grafenowych, w których atomy węgla C posiadają hybrydyzacje sp2 (w przeciwieństwie do nieprzewodzących odmian węgla sp3). Rezystancja graﬁtu czy tzw. węgli miękkich lub węgli typu HOPG (ang. highly oriented pyrolytic graphite) jest wysoka i zależy od budowy i porowatości. Węgle aktywne są materiałami o bardzo silnie rozwiniętej powierzchni. W skali technicznej są otrzymywane z surowców naturalnych, tj. paliw kopalnych oraz materiałów organicznych (np. drewno, pestki owoców, skorupy orzechów). W warunkach laboratoryjnych stosuje się również sacharozę oraz żywice syntetyczne. Dostępne są elektrody węglowe o powierzchni sięgającej nawet 2500 m2/g. Materiał węglowy stosuje się w postaci proszku, tkanin, ﬁlcu czy włókien. Magazynowanie energii elektrycznej na elektrodach węglowych jest pojemnościowe w elektrochemicznej warstwie podwójnej. Są to tzw. elektrochemiczne kondensatory ECDL. Postęp w dziedzinie nanotechnologii pozwala rokować, iż w najbliższych latach użycie nanomateriałów węglowych w postaci nanorurek jednościennych i wielościennych czy nanocząstek pozwoli uzyskać lepsze rezultaty w odniesieniu do pojemności właściwej materiałów elektrodowych.

4.2. TLENKI METALI Zastosowanie tlenków metali przejściowych jako elektrod w konstrukcji kondensatorów elektrochemicznych typu redoks jest powszechne. Najczęściej używane są tlenki rutenu (RuOx) [5, 7], dla których wartość x zmienia się w zakresie od 1,9 do 2,0. Pojemność właściwa kondensatorów z tlenkiem rutenu może osiągać wartość nawet do 720 F/g. Jest to najwyższa osiągnięta wartość pojemności właściwej wśród znanych materiałów elektrodowych, jednakże stosowanie RuOx jest ograniczone ze względu na wysoką cenę tego materiału. Obiecujące wydaje się być stosowanie tlenków manganu, tlenków żelaza, indu, cyny, wanadu oraz ich połączeń, dla których wartość pojemności właściwej jest na poziomie ok. 150 F/g. Superkondensator składający się z Fe3O4 jako elektrody ujemnej oraz z MnO2 jako elektrody dodatniej cechuje się napięciem pracy do 1,8 V w elektrolicie wodnym. Pojemność właściwa takiego urządzenia to 21,5 F/g, jego rzeczywista moc właściwa osiąga wartość 405 W/kg, a energia właściwa wynosi 8,1 Wh/kg [11]. Materiały tlenkowe, tak jak i węgle, są stabilne w trakcie tysięcy cykli ładowania i rozładowania.

4.3. POLIMERY PRZEWODZĄCE Polimery przewodzące, zwane również syntetycznymi metalami, reprezentują bardzo atrakcyjną klasę materiałów elektrodowych, które znalazły zastosowanie w superkondensatorach [5, 12]. Są to przewodniki mieszane elektronowo-jonowe. Do najczęściej stosowanych polimerów należą polipirol oraz pochodne tiofenu. Do zalet tych materiałów należy szybki przebieg procesu utleniania i redukcji w trakcie ładowania i rozładowania urządzenia, wysoka wartość gęstości ładunku (~ 500 C/g) oraz łatwa synteza materiału elektrodowego. Polimery przewodzące dzięki swym właściwościom do gromadzenia energii mają zastosowanie jako materiały elektrodowe w superkondensatorach. Do celów tych można wykorzystać zarówno polimery typu p, jak i typu n. Rudge i współpracownicy podzielili superkondensatory polimerowe na 3 typy:

Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

Typ I – w którym obie elektrody wykonane są z tego samego polimeru p-przewodzącego. W stanie całkowitego naładowania jedna elektroda jest w stanie utlenionym (naładowana dodatnio), a druga w stanie neutralnym (pozbawiona ładunku). Różnica potencjałów między elektrodami wynosi ok. 0,8–1,0 V. Typ II – w którym elektrody zrobione są z różnych polimerów typu p, posiadających inne potencjały utlenienia i redukcji. Użycie różnych polimerów pozwala poszerzyć zakres potencjałów. Typ III – zawiera w budowie zarówno polimer przewodzący typu p [np. politiofen, poli(3-metylotiofen)], jak i polimer przewodzący typu n (pochodne bitienylu). III typ superkondensatorów oferuje szeroki zakres potencjałów roboczych (do 3 V dla elektrolitów niewodnych) oraz odpowiednio większą gęstość energii. Polimery przewodzące stosowane jako elektrody w kondensatorach elektrochemicznych można modyfikować w celu polepszenia ich parametrów pracy. Czynnikiem modyfikującym są najczęściej tlenki metali przejściowych, manganu oraz wanadu. Inną możliwość daje modyfikacja polimerów przewodzących, która polega na przyłączeniu do łańcucha polimerowego grupy redoks. Kolejny sposób to wprowadzenie do matrycy polimerowej substancji nieorganicznej, która spełnia rolę wielocentrowego układu redoks [13–15]. Znane są również metody modyfikacji polimerów elektroaktywnych nanomateriałami [16]. We wszystkich przypadkach aktywność materiału kompozytowego pochodzi zarówno od polimeru elektroaktywnego, jak i od czynnika modyfikującego.

5. ELEKTROLITY Rodzaj elektrolitu stanowi kolejne kryterium klasyﬁkacji kondensatorów elektrochemicznych. Spośród używanych stosuje się elektrolity wodne i niewodne (z rozpuszczalnikami aprotycznymi oraz ciecze jonowe).

5.1. ELEKTROLITY WODNE Elektrolity wodne ograniczają możliwe do uzyskania napięcie pracy do 1 V, gdyż powyżej tej wartości w trakcie ładowania na elektrodzie polaryzowanej dodatnio następuje rozkład cząsteczki H2O z wydzieleniem tlenu, a na elektrodzie polaryzowanej ujemnie rozkład cząsteczki wody z wydzieleniem wodoru. Zaletą stosowania elektrolitów wodnych jest wysoka wartość przewodnictwa (np. 0,8 S/cm dla kwasu siarkowego) oraz prosty sposób oczyszczania i suszenia materiałów elektrodowych podczas procesu produkcyjnego. Ponadto cena elektrolitu wodnego jest znacznie niższa niż cena elektrolitu niewodnego. Aby uniknąć problemów związanych ze zmniejszeniem efektywności ładownia superkondensatora, stosuje się elektrolit o wysokim stężeniu, gwarantującym odpowiednio niską rezystancję.

5.2. ELEKTROLITY NIEWODNE Z ROZPUSZCZALNIKAMI APROTYCZNYMI Zastosowanie jako rozpuszczalnika cieczy organicznej, która nie zawiera w cząsteczce aktywnego chemicznie atomu wodoru, zwiększa zakres stabilności układu (brak rozkładu cząsteczek rozpuszczalnika). Daje to możliwość uzyskania większego napięcia roboczego. Im wyższa wartość napięcia, tym większa ilość energii może być zgromadzona [patrz równanie (4)]. Elektrolity niewodne pozwalają na uzyskanie napięcia do 3 V. Ograniczeniem w uzyskaniu wyższej wartości napięcia jest obecność śladów wody w elektrolicie. Niekorzystnym efektem stosowania elektrolitów niewodnych jest wysoka wartość rezystancji właściwej, skutkiem czego jest spadek mocy kondensatora. Niemniej spadek mocy jest najczęściej kompensowany przez możliwość uzyskania wyższego napięcia.

5.3. CIECZE JONOWE Ciecze jonowe są to sole, które w temperaturze pokojowej występują w stanie ciekłym. Niska temperatura topnienia wynika z budowy tych soli, które składają się z dużego i niesymetrycznego kationu (np: 1-alkilo-3-metylimidazoliowy, 1-alkilopirydyniowy) oraz niewielkiego anionu. Zakres ich stabilności elektrolitycznej zależy

Anna Lisowska-Oleksiak; Andrzej P. Nowak; Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

jedynie od rodzaju jonów tworzących ciecz jonową. Odpowiedni dobór jonów prowadzi do otrzymania superkondensatorów pracujących w szerokim oknie potencjałowym. Znane są superkondensatory, których napięcie pracy wynosi 3 V. Ograniczeniem w stosowaniu cieczy jonowych jest niska wartość przewodnictwa, rzędu mS/cm. Niska wartość przewodnictwa powoduje, że ciecze jonowe stosowane są w kondensatorach elektrochemicznych pracujących w wyższych temperaturach.

6. PRZYKŁADY ZASTOSOWAŃ SUPERKONDENSATORÓW Kondensatory elektrochemiczne stają się coraz bardziej niezawodnymi urządzeniami współpracującymi zarówno z elektrowniami wiatrowymi, jak i systemami ogniw fotowoltaicznych [17]. Zdolność superkondensatorów do bardzo szybkiego ładowania i rozładowania energii, którą gromadzą, sprawia, że urządzenia te bardzo szybko dostosowują się do zmian obciążenia. Superkondensatory znalazły zastosowanie w sprzęcie domowego użytku, narzędziach elektronicznych, telefonach komórkowych, aparatach fotograﬁcznych itp. Wykorzystywane są również w układach zasilania samochodów o napędach elektrycznych. W przemyśle motoryzacyjnym główne działanie kondensatorów elektrochemicznych polega na wspomaganiu klasycznych akumulatorów poprzez działanie jako dodatkowy bufor podczas przyspieszania oraz hamowania. Zastosowanie takiego rozwiązania obniża koszty eksploatacji pojazdu, co wynika z przedłużenia żywotności akumulatora. Superkondensatory zabezpieczają akumulator przed szkodliwym wpływem obciążeń szczytowych. Odzysk energii hamowania przez superkondensator również obniża koszty eksploatacyjne poprzez zmniejszenie zużycia energii.

7. PODSUMOWANIE Superkondensatory dynamicznie wkraczają na rynek energetyczny. Unormowania prawne w obszarze ochrony środowiska i zrównoważonego rozwoju obligują do wykorzystywania odnawialnych źródeł energii, co z kolei generuje zapotrzebowanie na niezawodne systemy do magazynowania i konwersji energii. Kondensatory elektrochemiczne są zdolne do szybkiego ładowania i rozładowania oraz cechują się długim czasem życia, lecz nie są w stanie zmagazynować tak dużej energii elektrycznej, jak akumulatory czy ogniwa paliwowe. Porównanie cech kondensatorów elektrochemicznych i akumulatorów wykazuje, że urządzenia te wzajemnie się uzupełniają. Właśnie dlatego bardzo dobrym rozwiązaniem jest połączenie superkondensatorów z chemicznymi źródłami prądu.

Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

BIBLIOGRAFIA 1. http://www.dailyreckoning.com.au/supercapacitors/2008/02/28/ 2. Shukla A.K., Arico A.S., Antonucci V., Renewable Sustainable Energy Rev., vol. 5, 2001, s. 137. 3. Becker H.E., U.S. Patent 2 800 616 (1957). 4. Boos D.I., U.S. Patent 3 536 963 (to Standard Oil, SOHIO) (1970). 5. Conway B.E., Electrochemical Supercapacitors, Plenum Publishing, New York 1999. 6. Czerwiński A., Akumulatory, baterie, ogniwa, WKŁ, Warszawa 2005. 7. Frąckowiak E. and Bequin F., Carbon, vol. 39, 2001, s. 937. 8. Kötz R. and Carlen M., Electrochim. Acta, vol. 45, 2000, s. 2483. 9. Plitz I., Dupasquier A., Badway F., Gural J., Pereira N., Gmitter A., Amatucci G.G., Appl. Phys. A, vol. 82, 2006, s. 615. 10. Lota G., Lota K., Frąckowiak E., Electrochem. Commun., vol. 53, 2008, s. 2210. 11. Cottineau T., Toupin M., Delahaye T., Brousse T., Belanger D., Appl. Phys. A, vol. 82, 2006, s. 599. 12. Mastragostino M., Arbizzani C., Soavi F., Solid State Ion., vol. 148, 2002, s. 493. 13. Gómez-Romero P., Chojak M., Kulesza P.J., Asensio J.A., Electrochem. Commun., vol. 5, 2003, s. 149. 14. Gómez-Romero P., Cuentas-Gallegos K., Lira-Cantú M., Mater J. Sci., vol. 40, 2005, s. 1423. 15. Lisowska-Oleksiak A., Nowak A.P., J. Power Sources, vol. 173, 2007, s. 829. 16. Arico A.S., Bruce P., Scrosati B., Tarascon J.-M., Schalkwijk van W., Nat. Mater., vol. 4, 2005, s. 366. 17. Lisowska-Oleksiak A., Wilamowska M., Szybowska K., Przegląd Komunalny, Sierpień 2008.

Antoni Dmowski; Kamil Kompa; Łukasz Rosłaniec; Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

Autorzy / Biograﬁe

Antoni Dmowski Warszawa / Polska

Kamil Kompa Warszawa / Polska

Profesor zwyczajny, pracownik Politechniki Warszawskiej, związany z tą uczelnią od ponad czterdziestu lat. W latach 1998–2009 pełnił funkcję kierownika Zakładu Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej w Instytucie Elektroenergetyki PW. W latach 1988–1990 odbywał wiele staży naukowych i przemysłowych w renomowanych uczelniach europejskich i zakładach przemysłowych w Niemczech i Holandii, m.in. TU Aachen, TU Darmstadt, Ruhr-Universität Bochum, Zakłady BBC (ABB), Benining Von Mongold, REO, Huzer. Z większością wymienionych placówek współpracuje do dziś. Jest autorem sześciu monograﬁi, autorem i współautorem ponad 100 publikacji krajowych i zagranicznych, 34 patentów i ponad 45 wdrożeń przemysłowych. Pod jego kierunkiem obronionych zostało 17 prac doktorskich, kolejne cztery są w toku. Jest członkiem Komitetu Elektrotechniki PAN.

Studia inżynierskie i magisterskie na Politechnice Warszawskiej ukończył z wynikiem celującym i otrzymał wyróżnienia za prace. Obecnie jest studentem czwartego roku studiów doktoranckich. Od ponad dwóch lat współpracuje z instytutami badawczymi i uczelniami w Dreźnie w Niemczech. Specjalizuje się w projektowaniu urządzeń energoelektronicznych i elektronicznych oraz systemów przetwarzania sygnałów i sterowania. Zrealizował liczne projekty przemysłowe i naukowe w tej dziedzinie.

Łukasz Rosłaniec Warszawa / Polska

Bernard Szymański Warszawa / Polska

Tytuł magistra inżyniera otrzymał w 2008 roku. Tego samego roku został doktorantem w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. W 2009 roku odbył cztery miesięczne staże na RWTH Aachen w Niemczech. W swoich badaniach koncentruje się głównie na zagadnieniu przekazywania energii z odnawialnych źródeł energii do sieci elektrycznej. W jego obszarze zainteresowań znajdują się szczególnie problemy związane z poprawą jakości energii elektrycznej w miejscu przyłączenia źródła do sieci.

Tytuł magistra inżyniera otrzymał w 2005 roku. Obecnie jest doktorantem na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej. W latach 2007– –2008 odbył staż naukowy w Center of Applied Research and Development na Hochschule für Technik und Wirtschaft Dresden w Niemczech. W latach 2009–2010 odbył siedem miesięcznych staży naukowych w E.ON Energy Research Center na RWTH Aachen w Niemczech. W swoich badaniach koncentruje się na odnawialnych źródłach energii, nowoczesnych systemach energetycznych oraz napędach elektrycznych.

Nowoczesne elektrownie fotowoltaiczne z zasobnikami energii połączone z systemem elektroenergetycznym

NOWOCZESNE ELEKTROWNIE FOTOWOLTAICZNE Z ZASOBNIKAMI ENERGII POŁĄCZONE Z SYSTEMEM ELEKTROENERGETYCZNYM prof. dr hab. inż. Antoni Dmowski / Politechnika Warszawska mgr inż. Kamil Kompa / Politechnika Warszawska mgr inż. Łukasz Rosłaniec / Politechnika Warszawska mgr inż. Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

Praca ta została wsparta z grantu N N510 325537 polskiego Ministerstwa Nauki i Szkolnictwa Wyższego, realizowanego w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej

1. WSTĘP Energia słoneczna jest najbardziej podstawową formą energii. Procesy biochemiczne doprowadziły do utworzenia dzięki energii słonecznej złóż paliw kopalnych, będących obecnie głównym źródłem energii. Rys. 1 przedstawia porównanie ilości energii słonecznej docierającej na powierzchnię Ziemi w ciągu roku w stosunku do całkowitych zasobów źródeł energii pierwotnej [1, 2]. Przedstawione wyniki świadczą o tym, iż całkowita energia docierająca ze Słońca na powierzchnię Ziemi jest większa niż energia skumulowana we wszystkich źródłach energii pierwotnej. Pozyskanie energii słonecznej jest aktualnie możliwe dzięki zastosowaniu technologii takich jak elektrownie słoneczno-cieplne i fotowoltaiczne (PV) czy też koncentratory słoneczne [3]. W elektrowni słoneczno-cieplnej proces przetwarzania energii Słońca rozpoczyna się od skupienia promieniowania słonecznego z wybranego obszaru, zamianie go na ciepło, które jest wykorzystane do napędzenia turbiny termodynamicznej [3]. Turbina napędza generator, który produkuje energię elektryczną. Taki proces przetwarzania ciepła jest typowy dla elektrowni wykorzystujących paliwa kopalne. W Europie tego typu elektrownia słoneczna jest zlokalizowana w Sewilli w Hiszpanii. Jednakże największa inwestycja tego typu jest planowana na pustyni Sahara w Afryce. Projekt pod nazwą DESERTEC [4] został oﬁcjalnie zainicjowany w lipcu 2009

Rys. 1. Światowe zasoby źródeł energii pierwotnej [1]

Streszczenie W artykule opisane są fotowoltaiczne systemy zasilania połączone z systemem elektroenergetycznym. Moc generowana z odnawialnych źródeł energii jest niestabilna, gdyż wpływają na nią warunki atmosferyczne. Jednakże współpraca elektrowni słonecznych z układami magazynowania energii (np. bateriami elektrochemicznymi) istotnie poprawia parametry pracy i stabilność systemu elektroenergetycznego. Ponadto elektrownie słoneczne często pracują w miejscach dostępnych dla

człowieka, co wymaga stosowania izolacji galwanicznej ogniw od systemu elektroenergetycznego. Ze względu na konieczność utrzymania wysokiej sprawności przetwarzania energii w elektrowniach fotowoltaicznych do konwersji energii wykorzystywane są rezonansowe przekształtniki energoelektroniczne o bardzo niskich stratach energii. Istotnym elementem systemu jest także przekształtnik sieciowy, który przekazuje energię z ogniw fotowoltaicznych do sieci.

Antoni Dmowski; Kamil Kompa; Łukasz Rosłaniec; Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

przez konsorcjum europejskich koncernów energetycznych. Wyprodukowana energia ma być transportowana do krajów Europy i Afryki przy użyciu linii energetycznych prądu stałego. W elektrowniach fotowoltaicznych (PV) energia promieniowania słonecznego jest przekształcana bezpośrednio w energię elektryczną dzięki wykorzystaniu zjawisk zachodzących w złączu półprzewodnikowym. W elektrowniach fotowoltaicznych oprócz ogniw fotowoltaicznych wykorzystywane są również przekształtniki energoelektroniczne dostosowujące parametry energii pochodzącej z ogniw fotowoltaicznych do potrzeb użytkowych. Obserwowany jest szybki rozwój w dziedzinie elektrowni fotowoltaicznych. Wykorzystywane są one głównie w obiektach mieszkalnych jako domowe systemy zasilania. Spotykane są również elektrownie większej mocy (> 200 kWp), przyłączane do sieci elektroenergetycznej, np. elektrownia fotowoltaiczna w Braindis (Niemcy) ma moc 40 MWp, a w Puertollano (Hiszpania) 47 MWp [5]. Przyrost mocy zainstalowanej elektrowni słonecznych w Europie jest spowodowany przede wszystkim wprowadzeniem taryfy stałej (z ang. Feed-in Tariff) za jednostkę energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych [6]. To właśnie wprowadzenie taryfy stałej było przyczyną zainstalowania w 2008 roku nowych elektrowni fotowoltaicznych o sumarycznej mocy 2500 MW w Hiszpanii, 1500 MW w Niemczech i 50 MW w Czechach. Można się spodziewać, iż wprowadzenie taryfy stałej w innych krajach Europy, takich jak np. Polska, doprowadziłoby do podobnych rezultatów. W roku 2008 moc zainstalowana dużych elektrowni fotowoltaicznych (> 200 kWp) wynosiła ok. 3,8 GWp [5], podczas gdy w roku 2006 było to tylko ok. 500 MWp. Aktualnie jednostkowa moc przekształtników energoelektronicznych dla elektrowni fotowoltaicznych przekracza już 1 MVA. Technologia ta staje się zatem alternatywą dla paliw kopalnych.

2. SYSTEMY FOTOWOLTAICZNE Systemy fotowoltaiczne możemy podzielić na dwie główne grupy: • pracujące wyspowo • podłączane do systemu elektroenergetycznego. Najczęściej moc elektrowni fotowoltaicznych pracujących wyspowo dochodzi do kilku kW. Systemy takie nie mają połączenia z systemem elektroenergetycznym i służą do zasilania lokalnych odbiorników. Elektrownie fotowoltaiczne mogą również współpracować z systemem elektroenergetycznym. Do sieci prądu przemiennego podłącza się je za pomocą odpowiedniego przekształtnika energoelektronicznego prądu stałego na prąd przemienny (DC/AC). Większość przekształtników energoelektronicznych DC/AC, stosowanych w elektrowniach fotowoltaicznych, wykorzystuje w pełni sterowane przyrządy półprzewodnikowe, takie jak tranzystory mocy MOSFET lub IGBT oraz odpowiednią metodę sterowania PWM. Dzięki temu możliwa jest precyzyjna i szybka regulacja przepływu mocy między systemem prądu stałego i prądu zmiennego. Ponadto prąd po stronie systemu AC pozbawiony jest niepożądanych harmonicznych i nie występuje przepływ mocy biernej. Najbardziej kosztownym elementem systemu fotowoltaicznego jest bateria ogniw fotowoltaicznych. Dąży się zatem do maksymalizacji mocy uzyskanej z każdego ogniwa. W związku z tym przekształtnik energoelektroniczny, pośredniczący między ogniwami słonecznymi a systemem elektroenergetycznym, realizuje tzw. algorytm śledzenia maksymalnego punktu mocy ogniw (z ang. Maximal Power Point Tracking – MPPT) [7].

3. WAHANIA MOCY Moc elektrowni fotowoltaicznej nie jest stała w czasie i zależy od warunków pogodowych lub też pory dnia. Wahania prądu generowanego elektrowni fotowoltaicznej i wiatrowej zostały zobrazowane na rys. 2 [8]. W związku z tym elektrownie fotowoltaiczne dużej mocy, podłączone do sieci, mogą mieć wpływ na parametry pracy i stabilność systemu elektroenergetycznego. Dotyczy to szczególnie elektrowni dużej mocy zlokalizowanych daleko od głównego punktu zasilania. Niestabilność mocy pochodzącej z elektrowni fotowoltaicznych może także powodować efekt migotania [9, 10, 11].

Nowoczesne elektrownie fotowoltaiczne z zasobnikami energii połączone z systemem elektroenergetycznym

Rys. 2. Prąd generowany z elektrowni fotowoltaicznej (niebieski) i z elektrowni wiatrowej (czerwony) [8]

Problemy te mogą być wyeliminowane przez odpowiednie metody sterowania mocą pochodzącą z elektrowni fotowoltaicznej. Czasem wymaga to obniżenia ilości produkowanej energii elektrycznej (w przypadku braku odpowiednio dużego zasobnika energii współpracującego z elektrownią). Przede wszystkim konieczne jest jednak użycie systemu sterowania elektrownią połączonego z operatorem sieci dystrybucyjnej. Jeżeli elektrownia fotowoltaiczna dużej mocy jest włączona w punkt systemu elektroenergetycznego o odpowiednio dużej mocy zwarciowej i stabilnych parametrach napięciowo-częstotliwościowych, wówczas praca elektrowni może być kompensowana odpowiednią rezerwą mocy dyspozycyjnej. Wszystko to wiąże się jednak z wysokimi kosztami eksploatacji odnawialnych źródeł energii.

4. FOTOWOLTAICZNE SYSTEMY ZASILANIA Z ZASOBNIKAMI ENERGII Problemy opisane wcześniej mogą być istotnie ograniczone lub wyeliminowane, jeśli elektrownia fotowoltaiczna współpracuje z zasobnikiem energii. Do gromadzenia energii najczęściej stosuje się koła zamachowe, nadprzewodniki, superkondensatory lub akumulatory elektrochemiczne [12, 13]. Obecnie najbardziej efektywne w przypadku systemów fotowoltaicznych jest magazynowanie energii z wykorzystaniem akumulatorów elektrochemicznych. Najbardziej popularne są akumulatory kwasowo-ołowiowe i niklowo-kadmowe. Rozwiązanie efektywnego kosztowo systemu gromadzenia energii elektrycznej jest jednym z głównych zagadnień w rozwoju nowoczesnych systemów fotowoltaicznych. System fotowoltaiczny wyposażony w akumulatory powinien pracować w następujących trybach (w zależności od komend pochodzących od operatora systemu elektroenergetycznego): • dostarczanie energii do systemu elektroenergetycznego z paneli fotowoltaicznych • dostarczanie energii do systemu elektroenergetycznego z akumulatorów i paneli fotowoltaicznych • dostarczanie energii do systemu elektroenergetycznego z akumulatorów • ładowanie akumulatorów z systemu elektroenergetycznego w czasie nadwyżek mocy • zasilanie wybranych odbiorników z baterii w czasie awarii w systemie elektroenergetycznym.

5. SEPARACJA GALWANICZNA Panele fotowoltaiczne są zazwyczaj instalowane w miejscach dostępnych dla człowieka. Wymaga to z kolei izolowania paneli od sieci elektroenergetycznej. Izolacja może być zrealizowana metodą tradycyjną, w której wykorzystywany jest transformator pracujący z częstotliwością 50 Hz po stronie systemu elektroenergetycznego (rys. 3a). Możliwe jest także zastosowanie nowoczesnego transformatora o znacznie wyższej częstotliwości pra-

Antoni Dmowski; Kamil Kompa; Łukasz Rosłaniec; Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

cy, charakteryzującego się niskimi stratami i małymi gabarytami. Transformator taki jest wewnętrznym elementem przekształtnika energoelektronicznego (rys. 3b). Rozwiązanie takie ma następujące zalety: • niewielkie rozmiary • duża gęstość przetwarzanej energii elektrycznej • wysoka sprawność. Jeżeli elektrownia fotowoltaiczna, współpracująca z zasobnikiem energii, jest odpowiednio sterowana, wtedy elektrownia taka jest w pełni dyspozycyjna i pomaga operatorowi w sterowaniu systemem elektroenergetycznym [14, 15]. Na rys. 4 pokazana jest w pełni dyspozycyjna elektrownia fotowoltaiczna z elektrochemicznym zasobnikiem energii elektrycznej. Elektrownia taka składa się z kilku bloków funkcjonalnych, tj.: • paneli fotowoltaicznych • przetwornicy DC/DC, gdzie śledzony jest maksymalny punkt mocy ogniwa • przetwornicy DC/AC, która wstrzykuje energię pochodzącą z ogniw fotowoltaicznych do sieci elektroenergetycznej • przetwornic AC/DC i DC/DC, które odpowiedzialne są za nadzór i sterowanie elektrochemicznego zasobnika energii elektrycznej. (a) Izolacja galwaniczna przy użyciu transformatora 50 Hz

(b) Izolacja galwaniczna z wykorzystaniem transformatora o wyższej częstotliwości pracy

Rys. 3. Przekształtnik energoelektroniczny z izolacją galwaniczną

W tym przypadku przetwornica DC/DC rozładowuje baterię elektrochemiczną i zapewnia stałą moc wejściową dla przetwornicy DC/AC. Ponadto jednostka sterująca nadzoruje i steruje przetwornicami energoelektronicznymi zgodnie z poleceniami operatora sieci. W tym rozwiązaniu izolacja galwaniczna zrealizowana jest za pomocą transformatora wysokoczęstotliwościowego, znajdującego się w przetwornicach DC/AC i AC/DC.

Rys. 4. Elektrownia fotowoltaiczna z zasobnikiem energii i izolacją galwaniczną

Nowoczesne elektrownie fotowoltaiczne z zasobnikami energii połączone z systemem elektroenergetycznym

6. PRZEKSZTAŁTNIKI REZONANSOWE W SYSTEMACH FOTOWOLTAICZNYCH Obecnie gęstość przetwarzanej energii jest ważnym czynnikiem w przypadku przekształtników energoelektronicznych. W celu zmniejszenia gabarytów urządzenia i zwiększenia gęstości przetwarzanej energii wykorzystywana jest wysoka częstotliwość przetwarzania energii. Jednakże wysoka częstotliwość skutkuje wysokimi stratami łączeniowymi tranzystorów mocy. Dlatego też, w celu zminimalizowania strat mocy wykorzystywane są miękkie techniki przełączania tranzystorów mocy. Dzięki temu możliwe jest zastosowanie małych i wydajnych transformatorów separacyjnych. Ponadto miękkie przełączanie tranzystorów przekształtnika skutkuje także niskim poziomem emisji zakłóceń elektromagnetycznych. Sposób wykorzystania miękko przełączanych przekształtników DC/DC w systemie fotowoltaicznym [16] obrazuje rys. 5.

Rys. 5. Wielofazowy szeregowy przekształtnik rezonansowy w elektrowni fotowoltaicznej [16]

W prezentowanym rozwiązaniu każdy z paneli fotowoltaicznych zintegrowany jest z niewielkim przekształtnikiem energoelektronicznym, śledzącym maksymalny punkt mocy ogniwa. Ponadto wykorzystany został wielofazowy przekształtnik rezonansowy. Jest on wyposażony w wysokoczęstotliwościowy transformator izolujący (wspólny dla wszystkich paneli). Zapewnia to odpowiednią izolację galwaniczną od systemu elektroenergetycznego elementów dostępnych dla człowieka. Transformator realizuje w tym wypadku także dopasowanie poziomu napięcia między panelami a przekształtnikiem DC/AC, który połączony jest z obciążeniem. Na rys. 6 pokazany jest trójfazowy przekształtnik rezonansowy DC/DC. Przekształtnik użyty jest jako element fotowoltaicznego systemu zasilania przedstawionego na rys. 4. Przedstawiony przekształtnik DC/DC posiada wysokoczęstotliwościowy transformator izolujący oraz wykorzystuje zjawisko szeregowego rezonansu elektromagnetycznego do przetwarzania energii elektrycznej.

Rys. 6. Trójfazowy szeregowy przekształtnik rezonansowy

Rys. 7 prezentuje wyniki pomiarów napięcia uR (żółty) i prądu iR (niebieski) w obwodzie rezonansowym omawianego przekształtnika trójfazowego. Częstotliwość widocznych przebiegów wynosi: f ≈ 200 kH z

(1)

Na rys. 8 pokazana jest charakterystyka wyjściowa przekształtnika z rys. 6. Przetwornica sterowana jest za pomocą sterowania częstotliwościowego i modulacji gęstości impulsów [17]. Ponadto przetwornica może pracować zarówno z obciążeniem rezystancyjnym, jak i napięciowym. Przetwornica ta może być wykorzystana jako część przekształtnika DC/AC, który przekazuje energię z elektrowni fotowoltaicznej do sieci oraz jako część przetwornicy AC/DC ładującej elektrochemiczny zasobnik energii (rys. 4).

Antoni Dmowski; Kamil Kompa; Łukasz Rosłaniec; Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

Rys. 7. Przebiegi napięcia i prądu – szeregowy rezonansowy przekształtnik trójfazowy DC/DC z transformatorem separacyjnym

Rys. 8. Charakterystyka wyjściowa trójfazowego przekształtnika rezonansowego

7. PRZEKSZTAŁTNIKI ENERGOELEKTRONICZNE PRZEKAZUJĄCE ENERGIĘ Z OGNIW FOTOWOLTAICZNYCH DO SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Najważniejszą częścią każdej elektrowni fotowoltaicznej jest falownik współpracujący z siecią, który odpowiada za przekazywanie energii z obwodu pośredniczącego prądu stałego do sieci elektroenergetycznej. Najczęściej w układach fotowoltaicznych stosowane są falowniki napięcia. Tego typu urządzenia muszą posiadać odpowiednie cechy konstrukcyjne oraz oprogramowanie, które pozwolą im na bezpieczną współpracę z siecią elektroenergetyczną oraz utrzymywanie odpowiednich parametrów jakości prądu wyjściowego. Falowniki napięcia umożliwiają dwukierunkowy przepływ mocy, dzięki czemu możliwe jest wykorzystanie tego typu źródeł do

Nowoczesne elektrownie fotowoltaiczne z zasobnikami energii połączone z systemem elektroenergetycznym

kompensacji mocy biernej. Kompensacja mocy biernej może mieć także korzystny wpływ na wartość napięcia u odbiorców, ma to szczególne znaczenie w sieciach niskiego napięcia. Typowa konstrukcja jednofazowego falownika napięcia jest pokazana na rys. 9. Układ składa się z pojemności wejściowej, układów pomiarowych mierzących parametry wejściowe, mostka złożonego z tranzystorów IGBT, filtra wyjściowego LCL, ogranicznika przepięć, łącznika oraz układów pomiarowych mierzących parametry wyjściowe. Szczególne znaczenie dla parametrów falownika mają filtry LCL oraz filtry EMI. Jakość prądu przekazywanego do systemu zależy głównie od tych dwóch filtrów, jak również od układu sterowania przekształtnika. Model układu z rys. 9 jest aktualnie badany w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Projekt zakłada sprawdzenie działania trzech podstawowych technik sterowania tego typu falowników: • histerezowy regulator prądu • regulator PI prądu • regulator PQ. Dotychczas wykonano głównie badania symulacyjne za pomocą pakietu symulacyjnego PSIM. Schemat symulacyjny urządzenia przedstawiono na rys. 10. Rys. 11 przedstawia przebieg prądu wyjściowego falownika pracującego z regulatorem histerezowym prądu. Użycie w symulacji bloku DLL (dostępnego w PSIM) pozwoliło na rozpoznanie problemów, które pojawiają się przy realizacji cyfrowego układu sterowania tego typu urządzenia.

Rys. 9. Schemat ideowy jednofazowego falownika napięcia

8. PODSUMOWANIE W artykule omówione zostały zagadnienia dotyczące generacji energii elektrycznej w elektrowniach fotowoltaicznych. Przedstawiono systemy fotowoltaiczne współpracujące z elektrochemicznym zasobnikiem energii oraz opisano funkcje, jakie system taki powinien spełniać w systemie elektroenergetycznym. Ponadto została opisana kwestia izolacji galwanicznej oraz możliwości wykorzystania rezonansowych przekształtników energoelektronicznych w elektrowniach fotowoltaicznych. Dodatkowo w artykule przedstawiono zagadnienie zwrotu energii pochodzącej z elektrowni fotowoltaicznej do sieci elektroenergetycznej.

Antoni Dmowski; Kamil Kompa; Łukasz Rosłaniec; Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

Rys. 10. Model symulacyjny jednofazowego falownika napięcia współpracującego z idealnym źródłem napięcia

Rys. 11. Przebiegi prądu wyjściowego falownika I(RL3) [A] oraz bipolarnego sygnału PWM V(PWM) [V]

Nowoczesne elektrownie fotowoltaiczne z zasobnikami energii połączone z systemem elektroenergetycznym

BIBLIOGRAFIA 1. Bartosik M., Globalny kryzys energetyczny – mit czy rzeczywistość? Proceedings of 10th International Conference „Nowoczesne urządzenia zasilające w energetyce”, 14–16 March, Zakopane, Poland 2007. 2. Survey of energy resources, World Energy Council, 2004. 3. Heinloth K., Energy Technologies, Springer Verlag, 2006. 4. Foundation D., Red Paper – An overview of Desertec Concept – 2nd Edition, Desertec Foundation, 2009. 5. Lenardic D., Large scale PV power plants – Annual and cumulative installed power output capacity – Key statistical indicators, Annual Review, 2008. 6. Pietruszko S., Taryfa stała (Feed-in Tariff) motorem rozwoju odnawialnych źródeł energii, Centre for Photovoltaics of the Warsaw University of Technology, 2009. 7. Blaabjerg F., Iov F., Teodorescu R., Chen Z., Power electronics in renewable energy systems. Proceedings of 12th International Power Electronics and Motion Control Conference (EPE), 2006. 8. Biczel P., Optymalne wykorzystanie pierwotnych nośników energii na przykładzie hybrydowej elektrowni słonecznej z ogniwami paliwowymi, PhD thesis, Warsaw University of Technology, 2003. 9. Albarracin R., Amaris H., Power Quality in distribution power networks with photovoltaic energy Sources. Proceedings of International Conference on Environment and Electrical Engineering, 10–13 May, Karpacz, Poland 2009. 10. Bien A., Rozkrut A., A measurement scale for the light ﬂickering phenomenon, 6th International Conference, Electrical Power Quality and Utilisation, 19–21 September 2001. 11. Bien A., Hanzelka Z., Power Quality Application Guide, Voltage Disturbances.Flicker Measurement, Copper Development Association, October 2005. 12. Rashid M., Energy Technologies, Elsevier Inc. 2nd Edition, 2007. 13. Sauer D., Blank T., Kowal J., Magnor D., Energy Storage Technologies for Grids With High Penetration of Renewable Energies and for Grid Connected PV Systems, 23rd European Photovoltaic Solar Energy Conference, 1–5 September, Valencia, Spain 2008. 14. Dmowski A., Szymański B., Rosłaniec Ł., Photovoltaic power plants as an alternative to conventional power generating systems, Aktualne Problemy w Elektroenergetyce Conference Proceedings, 3–5 June, Jurata, Poland 2009. 15. B. Szymański, A. Dmowski, Battery charging system in photovoltaic application. X International PhD workshop OWD 2008, 18–21 October, Wisła, Poland 2008. 16. Jacobs J., Multi-Phase Series Resonant DC -to-DC Converters, Aachen, Germany, RWTH Aachen University, Aachener Beiträge des ISEA Band 42, PhD Thesis, 2006. 17. Matysik J., Metody sterowania integracyjnego tranzystorowych falowników napięcia klasy D z szeregowym obwodem rezonansowym, Prace Naukowe Elektryka, zeszyt 114, Oﬁcyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2001.

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 ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ VWURQ ]QRUPDOL]RZDQHJR PDV]\QRSLVX F]FLRQND SXQNWöZ RG VWÚS PLÚG]\ ZLHUV]DPL NROXPQD ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') ľ =DSLV Z]RUöZ 3URVLP\ R XZDĝQH VWRVRZDQLH QRUP LQWHUSXQNF\MQ\FK 1D R]QDF]HQLH PQRĝHQLD Xĝ\ wamy znaku ×" " 3U]\NïDG\ ]DSLVX Z]RUöZ

ľ 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

ľ %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\Q FKURQLF]Q\FK Z ZDUXQNDFK QLVNLFK QDSLÚÊ Z V\VWHPLH HOHNWURHQHUJHW\F]Q\P PDWHULDï\ NRQIHUHQF\MQH $3( ĳ *GDñVN

2. STRESZCZENIE ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ ]QDNöZ EH] VSDFML ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 3. BIOGRAM ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 2N ]QDNöZ EH] VSDFML ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 4. FOTOGRAFIE ľ )RUPDW =GMÚFLH NRORURZH OXE F]DUQR ELDïH MSJ OXE WLII GSL

etica.org

energ www. acta