Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 02/2009 by ENERGA SA

act

nergetica

02/2009

numer 2/rok 1

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

w numerze 4

ŚCIEŻKI ENERGETYCZNE DLA GDAŃSKA dr inż. Jerzy Buriak / dr inż. Marcin Jaskólski

KOGENERACJA W DUŻEJ I MAŁEJ SKALI prof. dr hab. inż. Jan Kiciński / doc. dr hab. inż. Piotr Lampart

CENY (I STAWKI) WĘZŁOWE – HARMONIZACJA ROZWIĄZAŃ RYNKOWYCH Z NOWYMI TRENDAMI ROZWOJOWYMI dr inż. Roman Korab

MOŻLIWOŚĆ REDUKCJI STRAT W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA POPRZEZ OPTYMALNĄ LOKALIZACJĘ ROZCIĘĆ dr inż. Aleksander Kot / prof. dr hab. inż. Jerzy Kulczycki / dr inż. Waldemar L. Szpyra

REGULACJA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ mgr inż. Sylwester Laskowski

DYNAMIKA ŁUKU ZWARCIOWEGO PRZEMIESZCZAJĄCEGO SIĘ WZDŁUŻ SZYN ROZDZIELNIC WYSOKIEGO NAPIĘCIA dr hab. inż. Roman Partyka / mgr inż. Daniel Kowalak

NIEZAWODNOŚĆ TRANSMISJI DANYCH PROTOKOŁU UDP W ELEKTROENERGETYCZNYCH SYSTEMACH TELETRANSMISYJNYCH WSPÓŁPRACUJĄCYCH Z SIECIĄ INTERNET dr inż. Michał Porzeziński / dr inż. Grzegorz Redlarski

CZY LICZNIKI k varh POWINNY BYĆ STOSOWANE? prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba

OPTYMALNA REGULACJA NAPIĘCIA W SIECIACH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA dr inż. Waldemar L. Szpyra / dr inż. Aleksander Kot

106

MOŻLIWOŚCI ZASTOSOWANIA SYSTEMÓW MONITORINGU TECHNICZNEGO W INFRASTRUKTURZE ELEKTROENERGETYCZNEJ prof. dr hab. inż. Krzysztof Wilde

Systemy elektroenergetyczne postrzegane są obecnie przez pryzmat ich rozwoju. Mówimy o nowych, odnawialnych źródłach energii – wiatrowych, biogazowych, biomasowych, słonecznych – generacji rozproszonej, samochodach elektrycznych czy sieciach inteligentnych (smart grids). Skupiając się na przyszłości, w pewnym sensie zapominamy o stanie obecnym systemów elektroenergetycznych, a w tym o stanie sieci elektroenergetycznych. Współczesne systemy elektroenergetyczne to, oprócz źródeł energii, tysiące kilometrów linii elektroenergetycznych różnego typu i o różnych napięciach znamionowych, tysiące transformatorów, aparatura łączeniowa i pomiarowa oraz różnego rodzaju budowle, np. tamy elektrowni wodnych czy chłodnie kominowe. Często są one wyeksploatowane. W wielu systemach wiek znaczącej liczby tych urządzeń, np. linii elektroenergetycznych, przekracza dwadzieścia pięć i więcej lat. Dziś, kiedy istnieje konieczność rozbudowy sieci elektroenergetycznych, wynikająca ze wzrostu poboru energii elektrycznej oraz ze zmiany struktury wytwarzania w systemach elektroenergetycznych (generacja rozproszona), nie mniej ważnym zadaniem staje się utrzymanie w pracy istniejącego majątku sieciowego. Elementem tego utrzymania jest diagnostyka, której celem jest wykrywanie (predykcja) zagrożeń, nim nastąpi awaria. Przykład odnoszący się do diagnostyki konstrukcji betonowych, tj. słupów linii elektroenergetycznych oraz budowli energetycznych znajdziemy w niniejszym numerze Acta Energetica. Innym tematem odnoszącym się do istniejących, chociaż również do przyszłych sieci elektroenergetycznych, jest bezinwestycyjne, czyli bez rozbudowy sieci, zmniejszanie strat energii w sieciach. Problem ten poruszany jest w dwóch artykułach. Warto również zwrócić uwagę na głos odnoszący się do zasadności pomiaru tzw. mocy oraz iloczynu, tzw. mocy biernej i czasu. Wielkości te nie mają sensu ﬁzycznego, chociaż niosą ﬁzyczne implikacje. Serdecznie zapraszam do lektury. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Jerzy Buriak Gdańsk / Polska

Marcin Jaskólski Gdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej (1995). Stopień naukowy doktora uzyskał również na Politechnice Gdańskiej na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki (2001). Obecnie zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki PG. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: planowanie rozwoju systemów energetycznych, formułowanie modeli optymalizacji, bazy danych w energetyce.

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2002). Stopień naukowy doktora uzyskał na swoim macierzystym wydziale (2006). Obecnie zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki PG. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: zintegrowane modelowanie rozwoju systemów energetycznych, odnawialne i niekonwencjonalne źródła energii, wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem.

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

ŚCIEŻKI ENERGETYCZNE DLA GDAŃSKA dr inż. Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska dr inż. Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIE 1.1. Ogólne informacje W niniejszym referacie zaprezentowano ścieżki energetyczne dla Gdańska. Termin „ścieżka energetyczna” jest definiowany jako propozycja przedsięwzięć dotyczących systemu energetycznego na danym obszarze. Mianem systemu energetycznego określa się zespół obiektów, urządzeń i maszyn służących do uzyskiwania, przetwarzania, przesyłania, rozdziału i użytkowania energii we wszystkich jej postaciach na określonym obszarze geograficznym [9, 10]. Ścieżki energetyczne przedstawiono w trzech horyzontach czasowych: krótkoterminowym (rok 2012), średnioterminowym (rok 2020) i długoterminowym (rok 2050). Referat jest rezultatem badań prowadzonych w ramach projektu PATHways TO Renewable and Efficient energy Systems (PATH-TO-RES), wspieranego przez program Komisji Europejskiej SAVE Altener Intelligent Energy Europe. Gdańsk jest jednym z miast wybranych do badań w ramach projektu. Pozostałe miasta to: Goeteborg (Szwecja), Arnhem, Lochem (Holandia), Dunkierka (Francja) i region Walencji (Hiszpania). 1.2. Granice geograficzne

Rys. 1. Geograﬁczne granice miasta Gdańska, źródło: Mapy Google [11]

Streszczenie W niniejszym referacie przedstawiono strategię i wizję rozwoju systemu energetycznego miasta Gdańska. Wyznaczono geograﬁczne granice badanego obszaru. Nakreślono lokalne i globalne cele rozwoju sektora energetycznego w mieście. Ponadto wskazano kluczowe podmioty odgrywające ważną rolę w rozwoju systemu energetycznego. Następnie podsumowano ścieżki rozwoju energetyki. Podsumowanie zawiera prezentację aktualnego stanu systemu energetycznego w Gdańsku, środki, które należy podjąć, aby osiągnąć cele strategii rozwoju, problemy i ograniczenia, które można napotkać podczas procesu przemian w sys-

temie oraz zestawienie kluczowych opcji technologicznych, które będą miały w przyszłości duże znaczenie. Ścieżki są rozważane w trzech horyzontach czasowych: krótkoterminowy (rok 2012 – rzeczywisty plan), średnioterminowy (rok 2020 – strategia) i długoterminowy (rok 2050 – wizja). Dla każdego przedziału czasowego opracowano prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło. W podsumowaniu referatu zamieszczono tabele zawierające podstawowe wskaźniki rozwoju systemu energetycznego w Gdańsku, tj. zużycie energii pierwotnej, ﬁnalne zużycie energii, wskaźniki i ilości emisji CO2.

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

Miasto Gdańsk jest umiejscowione w północnej części Polski, nad Zatoką Gdańską. W jego granicach znajduje się część Trójmiejskiego Parku Krajobrazowego. Główny obszar rozwoju regionu znajduje się w jego części południowej. Gdańsk tworzy z Gdynią i Sopotem aglomerację znaną pod nazwą Trójmiasto. Inne miasta otaczające aglomerację to: Pruszcz Gdański (na południu), Rumia, Reda, Wejherowo (na północy). Granice miasta wykreślono i przedstawiono na rys. 1. W tablicy 1 zestawiono podstawowe informacje o Gdańsku. Tab. 1. Podstawowe informacje dotyczące Gdańska Powierzchnia w przybliżeniu [km²]

262

Ludność w przybliżeniu

460 000

Ogólna struktura przemysłu ciężkiego

raﬁneria, stocznie, duża elektrociepłownia

Podstawowa charakterystyka systemu energetycznego

• dominacja węgla kamiennego w strukturze paliw (elektrociepłownia zawodowa, elektrociepłownia przemysłowa w raﬁnerii) • rosnąca rola gazu ziemnego (elektrociepłownia rejonowa, kotłowanie lokalne, kotły indywidualne, kotły przemysłowe) • zmodernizowane bloki w elektrociepłowni zawodowej • przestarzałe i nieefektywne bloki skojarzone oraz kotły opalane węglem w pozostałych gałęziach przemysłu

Bazy danych statystycznych

Rocznik statystyczny województwa pomorskiego Urząd Statystyczny w Gdańsku

2. GLOBALNE I LOKALNE CELE ORAZ PLANY ROZWOJU SYSTEMU ENERGETYCZNEGO 2.1. Cele lokalne Cele lokalne rozwoju systemu energetycznego w Gdańsku zostały zaprezentowane w tablicy 2. Podzielono je według kryterium horyzontu czasowego, tzn. na cele średnioterminowe i cele długoterminowe. Perspektywa średnioterminowa odnosi się do czasu potrzebnego do zakończenia konkretnej inwestycji (do 7 lat). Horyzont długoterminowy oznacza czas potrzebny do osiągnięcia bardziej strategicznych celów (zwykle więcej niż 7 lat). Cele lokalne zostały ustanowione na poziomie lokalnym, głównie przez zakłady energetyczne, produkujące lub dostarczające energię elektryczną, ciepło i gaz ziemny, oraz przez władze lokalne, tj. urząd miasta. Tab. 2. Średnioterminowe i długoterminowe lokalne cele rozwoju systemu energetycznego w Gdańsku Cel strategiczny

Horyzont średnioterminowy Horyzont długoterminowy Komentarze

1. Modernizacja miejskiego systemu ciepłowniczego przez nowego właściciela Leipziger Stadtwerke

Projekt zaawansowany – system jest częściowo zmodernizowany, przewidywana jest dalsza modernizacja

2. Zgazowanie produktów ubocznych raﬁnacji ropy naftowej w raﬁnerii LOTOS

Technologia dostarczana przez Lockheed Martin (USA) w ramach „off-setu” F-16

3. Nowe bloki wytwórcze zasilane gazem ziemnym w Elektrociepłowniach Wybrzeże

Wewnętrzne plany rozwoju Elektrociepłowni Wybrzeże SA i EdF Polska

4. Instalacja usuwania SO2 na blokach opalanych węglem w Elektrociepłowni 2 Gdańsk

Wewnętrzne plany rozwoju Elektrociepłowni Wybrzeże SA i EdF Polska

Modernizacja budynków: inwestycje prowadzone przez prywatnych właścicieli i spółdzielnie mieszkaniowe, wdrożenie regulacji prawnych dotyczących wspierania termomodernizacji

5. Oszczędność energii na istniejących osiedlach mieszkaniowych

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

Cel strategiczny

Horyzont średnioterminowy Horyzont długoterminowy Komentarze

6. Budowa sieci ciepłowniczych dla nowych osiedli mieszkaniowych

Plan do roku 2030

Plan zaopatrzenia Gdańska w energię elektryczną, ciepło i gaz ziemny (opracowany przez Energoprojekt Katowice S.A.)

7. Rozbudowa systemu dystrybucji gazu ziemnego dla kotłowni na nowych osiedlach mieszkaniowych

Plan do roku 2030

jak wyżej

8. Budowa i modernizacja elektroenergetycznej sieci rozdzielczej dla nowych osiedli mieszkaniowych i dzielnic przemysłowych

Plan do roku 2030

jak wyżej

9. Wzrost udziału biomasy współspalanej z węglem kamiennym w Elektrociepłowniach Wybrzeże, w tym w Elektrociepłowni 2 Gdańsk

10. Rozwój sytemu elektrycznego transportu publicznego

Wewnętrzne plany rozwoju Elektrociepłowni Wybrzeże SA i EdF Polska

Nowe linie tramwajowe, projekty urzędu miasta

11, 4% w 2014 12,9% w 2017

Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (2008)

12. Procentowy udział energii elektrycznej pochodzącej z kogeneracji opartej na spalaniu gazu ziemnego w 2,9% w 2009 ilości energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom przez spółkę dystrybucyjną ENERGA-Obrót S.A.

3,5% w 2012

Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (2007)

13. Procentowy udział energii elektrycznej pochodzącej z kogeneracji w ilości energii elektrycznej 20,6% w 2009 dostarczanej odbiorcom przez spółkę dystrybucyjną Koncern Energetyczny ENERGA S.A.

23,2% w 2012

jak wyżej

11. Procentowy udział energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w ilości energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom przez spółkę dystrybucyjną ENERGA-Obrót S.A.

14. Gospodarka ściekami i odpadami komunalnymi

8,7% w 2009 10, 4% w 2010

Projekt budowy obiektu spalającego lub zgazowującego odpady do produkcji paliwa lub energii elektrycznej i ciepła

Jak można dostrzec w tablicy 2, lokalne cele rozwoju systemu energetycznego Gdańska dotyczą głównie modernizacji infrastruktury wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej, ciepła i gazu. Jednakże są także plany rozwoju, przykładowo w Elektrociepłowniach Wybrzeże, zmierzające do redukcji emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Z powodu restrykcyjnych standardów emisyjnych nałożonych na kotły energetyczne, elektrociepłownie planują zbudowanie instalacji odsiarczania spalin. Wzrostu udziału biomasy spalanej w Elektrociepłowni 2 Gdańsk jest wynikiem skutecznego mechanizmu promowania odnawialnych źródeł energii. Plany dotyczące nowych bloków zasilanych gazem ziemnym prawdopodobnie zostaną zrewidowane w związku ze znaczącym wzrostem ceny paliwa.

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

2.2. Cele globalne Chcąc zbadać rozwój systemu energetycznego w szerszym kontekście, zebrano informacje o celach globalnych rozwoju energetyki i przedstawiono w tablicy 3. Cele globalne zostały wytyczone na podstawie generalnych planów Unii Europejskiej (UE) i Polski (PL) w obszarze energetyki. Cele te podzielono według kryterium horyzontu czasowego na średnio- i długoterminowe. Tab. 3. Średnio- i długoterminowe cele globalne Region geogr.

Cel strategiczny

1. Roczna 1-proc. redukcja energochłonności

2. Redukcja emisji gazów cieplarnianych

20% w 2020 w porównaniu z emisją z roku 1990

3. Wzrost efektywności energetycznej

Zmniejszenie zużycia energii o 20% do roku Renewable Energy Road Map 2020 w porównaniu – Renewable energies in the 21st z prognozami unijnymi do century (EC 10.01.2007) roku 2020

4. Osiągnięcie 20-proc. udziału OZE w bilansie energetycznym

20% całkowitego zużycia energii w roku 2020

Renewable Energy Road Map – Renewable energies in the 21st century (EC 10.01.2007)

5. Osiągnięcie 10-proc. udziału biopaliw w sektorze paliw transportowych

10% w roku 2020

Renewable Energy Road Map – Renewable energies in the 21st century (EC 10.01.2007)

1. Osiągnięcie celu dotyczącego udziału energii elektrycznej z OZE w ilości 8,7% w roku 2009 energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom

11 , 4% w roku 2014

Rozporządzenie Ministra Gospodarki

2. Cel dotyczący udziału OZE w roku 2020

15% w roku 2020

Propozycja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady ws. promowania zużycia energii ze źródeł odnawialnych (2008)

3. Limit emisji gazów cieplarnianych do roku 2020 w porównaniu z emisjami w roku 2005

+14% w roku 2020

Parlament Europejski (z wyłączeniem systemu handlu emisjami)

4. Cele dotyczące udziału OZE w zużyciu 7,5% w roku 2010 energii pierwotnej

14% w roku 2020

Strategia Rozwoju Energetyki Odnawialnej (2001)

9% do roku 2016

Krajowy plan działań dotyczący efektywności energetycznej (EEAP) 2007, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa (2007)

Horyzont średnioterminowy Horyzont długoterminowy Komentarze x

5. Cele dotyczące oszczędności energii 2% do roku 2010

Dyrektywa 2006/32/WE

Renewable Energy Road Map – Renewable energies in the 21st century (EC 10.01.2007)

Cele ustanowione na poziomie europejskim, a następnie zaimplementowane w krajowych regulacjach prawnych, odnoszą się do trzech głównych obszarów: 1) redukcja emisji gazów cieplarnianych 2) wzrost zużycia OZE i biopaliw transportowych 3) oszczędności energetyczne, wzrost efektywności energetycznej, redukcja energochłonności. Cele te mają istotny wpływ na rozwój systemów energetycznych w skali lokalnej. Budynki muszą posiadać certyﬁkaty energetyczne, elektrociepłownie i ciepłownie działające na rynku lokalnym mają przyznawane uprawnienia do emisji CO2 i uczestniczą w systemie handlu emisjami. Wzrasta udział biomasy współspalanej z węglem w elektrociepłowniach, paliwa z biokomponentami pojawiają się na stacjach benzynowych. Istotne jest zatem przenoszenie globalnych celów strategicznych do lokalnych planów rozwoju energetyki w imię zasady „myśl globalnie, działaj lokalnie”.

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

3. KLUCZOWE PODMIOTY W granicach geograﬁcznych rozpatrywanego przykładu – miasta Gdańska – działają różnego typu władze, przedsiębiorstwa, instytucje i organizacje, które są uważane za podmioty kluczowe dla rozwoju systemu energetycznego. Spółki wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej: • Koncern Energetyczny ENERGA S.A. – operator systemu dystrybucyjnego (ENERGA-Operator S.A.) oraz spółka dystrybucji energii elektrycznej (ENERGA-Obrót S.A.) • Elektrociepłownie Wybrzeże S.A. – Elektrociepłownia 2 Gdańsk, główny udziałowiec Electricite de France • Raﬁneria LOTOS • Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (GPEC), główny udziałowiec Stadtwerke Leipzig • Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) – Oddział Gdańsk • Pomorska Spółka Gazownictwa sp. z o.o. (PSG). Decydenci, reprezentanci administracji miejskiej i regionalnej: • Urząd Miasta Gdańska • Urząd Marszałkowski Województwa Pomorskiego, władza odpowiedzialna za rozwój regionu, w tym systemu energetycznego poprzez opracowywanie regionalnej strategii rozwoju energetyki. Kluczowe departamenty Urzędu Marszałkowskiego: Departament Środowiska, Rolnictwa i Zasobów Naturalnych, Departament Infrastruktury • Urząd Wojewódzki Departament Środowiska i Rolnictwa, Departament Infrastruktury. Rolę organu nadzorującego ochronę środowiska i użytkowanie środowiska odgrywa: • Wojewódzki Inspektorat Ochrony Środowiska (WIOŚ Gdańsk). Wspieraniem projektów inwestycyjnych w postaci nowych technologii energetycznych i technologii ochrony środowiska zajmuje się: • Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Gdańsku (WFOŚiGW). Konsultanci: • Energoprojekt Katowice S.A., odpowiedzialny za przygotowanie planu zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i gaz dla Gdańska • Bałtycka Agencja Poszanowania Energii (BAPE), zaangażowana w promocję (seminaria, targi, kampanie informacyjne) odnawialnych źródeł energii i racjonalnego wykorzystania energii • Fundacja Poszanowania Energii (FPE), promowanie odnawialnych źródeł energii i racjonalnego wykorzystania energii (studia wykonalności, analizy ekonomiczne dotyczące oszczędności energetycznych i OZE, edukacja studentów, nauczycieli, pracowników sektora energetycznego, społeczności lokalnych) • Instytut Maszyn Przepływowych Polskiej Akademii Nauk (IMP PAN) • Politechnika Gdańska (PG), analizy dla spółek dostarczających energię elektryczną i/lub ciepło, projekty naukowe dotyczące planowania energetycznego np. PATH-TO-RES, Sustainable Energy for Poland: The Role of Bioenergy (SEP BioEnPol), itp. • inni. Te podmioty powinny mieć największy udział w opracowywaniu ścieżek rozwoju systemów energetycznych. Strategia, powstała na podstawie tych ścieżek, powinna być rezultatem kompromisu, gdyż z reguły każdy podmiot reprezentuje swoje interesy, które bywają sprzeczne z interesami innych zainteresowanych podmiotów i nie zawsze muszą prowadzić do optymalnego, z punktu widzenia całego systemu, rozwiązania. Ważne jest również włączenie spółdzielni mieszkaniowych, związków właścicieli nieruchomości itp. do opracowywania strategii, gdyż odgrywają oni istotną rolę w jej implementacji.

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

4. ŚCIEŻKI ROZWOJU 4.1. Przekrój problemu W tym rozdziale zaprezentowano plan ścieżki rozwoju energetycznego Gdańska, rezultat dotychczasowych badań prowadzonych w ramach projektu PATH-TO-RES. Projekt znajduje się na półmetku realizacji, stąd przedstawione wyniki nie mają charakteru ostatecznego, m.in. nadal trwają dyskusje i konsultacje z przedsiębiorstwami energetycznymi. Omawiane ścieżki rozwoju zostały ujęte w trzech horyzontach czasowych: krótkookresowym (aktualne działania i plany inwestycyjne) – do roku 2012, średniookresowym (strategia rozwoju systemu energetycznego) – do roku 2020, długookresowym (wizja rozwoju systemu energetycznego) – do roku 2050. W szczególności opisano działania w okresach przejściowych pomiędzy dwoma poszczególnymi etapami (bieżącym i następującym po nim), co uczyniono odpowiednio dla okresów pośrednich, pomiędzy stanem obecnym a horyzontem krótkookresowym, między krótkookresowym a średniookresowym, między średniookresowym a długookresowym. Prezentowana ścieżka rozwoju zawiera prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło w każdym z horyzontów czasowych. W podsumowaniu przedstawiono także tabele współczynników przewidywanego zużycia energii i emisji dwutlenku węgla. Ponadto skonstatowano, że głównym celem władz miasta jest zapewnienie warunków zrównoważonego rozwoju, w szczególności poprzez zagwarantowanie zaopatrzenia w energię i paliwa o umiarkowanych cenach. System energetyczny Gdańska jest wysoce zależny od dobrze rozwiniętego scentralizowanego systemu ciepłowniczego z kogeneracyjnymi jednostkami opalanymi węglem. Polityka energetyczna i środowiskowa Unii Europejskiej jest nastawiona na zmniejszenie udziału węgla w bilansie paliw i można się spodziewać, że znajdzie to przełożenie w redukowaniu ilości jednostek opalanych węglem. Warto zauważyć, że podstawowy strategiczny cel, jakim jest zapewnienie dostaw energii w umiarkowanych cenach (niezbędne dla zrównoważonego rozwoju regionu), może nie zostać osiągnięty, bowiem prognozowane wyżej zastępowanie technologii węglowych (przez np. jednostki opalane gazem ziemnym) może doprowadzić do gwałtownego wzrostu cen energii. Inne cele związane z systemem energetycznym, przyjęte przez władze Gdańska, są następujące: • rozwój konkurencyjności na rynku energii, tzn. deregulacja rynku energii, ale i wspieranie nowych inwestycji w sektorze energii, tworzących potencjał do zaspokojenia rosnącego zapotrzebowania na energię • koordynacja rozwoju systemu energetycznego w gminie w celu zapewnienia zgodności z założeniami polityki energetycznej Polski, długookresowej narodowej strategii rozwoju energetyki • wspieranie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz wdrożenie dyrektywy Komisji Europejskiej 2004/8/EC • poprawa stanu środowiska oraz zmniejszenie wpływu przemysłu i sektora komunalno-bytowego na środowisko. Powyższe cele wyznaczają ogólne ramy ścieżek rozwoju energetycznego Gdańska. Dlatego scenariusze, nakreślone w poniższych rozdziałach, będą zgodne z ogólnymi celami polityki energetycznej. 4.2. Horyzont krótkookresowy W tym rozdziale omówiono aktualny stan systemu energetycznego oraz krótkookresowe plany jego rozwoju. Jako krótkookresowy horyzont czasowy wybrano rok 2012, z racji tego, iż jest to rok zakończenia pierwszego okresu regionalnej strategii energetyki ze szczególnym uwzględnieniem źródeł odnawialnych w województwie pomorskim na lata 2007–2025 [1], opracowanej przez Fundację Poszanowania Energii w Gdańsku. Okres przejściowy między stanem aktualnym a krótkookresowym horyzontem czasowym Poniżej zawarto opis przedsięwzięć planowanych do roku 2012, w podziale na grupy w zależności od sektora energetycznego: Elektrociepłownie Wybrzeże • dywersyﬁkacja paliw

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

• współspalanie biomasy z węglem • dostosowanie do nowych regulacji prawnych związanych z ochroną środowiska • budowa instalacji odsiarczania metodą mokrą w Elektrociepłowni 2 Gdańsk • montaż palników ROFA w kotłach, w celu redukcji emisji NOx • stabilizacja i wzrost sprzedaży ciepła w Gdańsku • rozwój systemu ciepłowniczego w szczególności w południowych i zachodnich dzielnicach miasta • rozwój na obrzeżach miasta małej i średniej skali źródeł skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła – w dalszej przyszłości działanie to ma na celu przyłączenie tych rozproszonych systemów do głównego systemu ciepłowniczego Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (GPEC) • dalsza modernizacja magistrali ciepłowniczych • rozbudowa systemu ciepłowniczego w wielu regionach miasta • budowa połączeń pomiędzy magistralami • rozbudowa systemów ciepłowniczych Ciepłowni Osowa i Fundamentowa oraz Elektrociepłowni Matarnia • wycofanie się ze stosowania węgla w ciepłowniach: Równa i Zawiślańska oraz budowa połączeń pomiędzy ich systemami ciepłowniczymi a głównym systemem ciepłowniczym • rozbudowa układów telemetrii i telemechaniki systemu ciepłowniczego • przestawienia się z paliwa węglowego na gazowe w tych lokalnych systemach ciepłowniczych, gdzie połączenie z głównym systemem jest niemożliwe lub byłoby niewydajne • wymiana węzłów ciepłowniczych Pomorska Spółka Gazownictwa • rozwój do roku 2010 sieci średniego ciśnienia na terenie południowych dzielnic Gdańska ENERGA S.A. – Oddział w Gdańsku • ENERGA S.A. przygotowuje plany na okres 3 lat, ostatni to Ramowy Program Rozwoju na lata 2007– –2009: • modernizacja linii 110 kV: łącznie na długości 38 km • budowa głównych punktów zasilania: 8 stacji 110 kV/15 kV. Wszystkie przedsiębiorstwa energetyczne planują działania mające na celu utrzymanie lub wzrost przychodów i udziału w rynku energii. Z drugiej strony są zobligowane do wypełniania rozporządzeń rządowych. Oprócz rozporządzeń określających jednostkowe wielkości emisji ze źródeł wytwarzania energii przykładem mogą być rozporządzenia dotyczące udziałów zielonej (odnawialnej), żółtej (wytwarzanej w skojarzeniu z paliwa gazowego) czy czerwonej energii (wytwarzanej w skojarzeniu z węglem) w całkowitym zużyciu energii elektrycznej. Opis systemu ciepłowniczego Niniejszy rozdział prezentuje stan aktualny sieci ciepłowniczej. W Gdańsku działa sześć wysokoparametrowych systemów ciepłowniczych. Pięć z nich zarządzane jest przez Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej GPEC i jeden przez przedsiębiorstwo UNIKOM. Całkowite zapotrzebowanie na moc cieplną kształtuje się na poziomie 717 MW, co stanowi 48% miejskiego zapotrzebowania, równocześnie stanowiąc 53% zapotrzebowania w sektorze komunalno-bytowym i usług publicznych. System UNIKOM pokrywa 0,3% całkowitego miejskiego zapotrzebowania, a zapotrzebowanie na moc cieplną tego systemu wynosi 5,7 MW. Systemy ciepłownicze w znacznym zakresie zostały zmodernizowane i ich stan jest dobry. Trwają jednak dalsze prace mające na celu poprawę kondycji sieci i utrzymanie w dobrym stanie już zmodernizowanych fragmentów. Źródła: Elektrociepłownia 2 Gdańsk, Elektrociepłownia Matarnia, Ciepłownia Osowa są w bardzo dobrym stanie. Ciepłownia UNIKOM jest w dobrym stanie technicznym, jednakże ciepłownie Równa i Zawiślańska uważane są za obiekty znajdujące się w złej kondycji, o niedostatecznej sprawności przetwarzania węgla na ciepło sieciowe. Jedynie Elektrociepłownia Matarnia jest zasilana gazem ziemnym, inne opalane są węglem lub węglem z domieszką biomasy. Rezerwa mocy cieplnej w źródłach jest znacząca:

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

Elektrociepłownia Gdańsk 2 51 MW Elektrociepłownia Matarnia 3,5 MW Ciepłownia Zawiślańska 4,5 MW Ciepłownia UNIKOM 20 MW W scenariuszu bazowym przyjęto, że zamiast budowy nowego, centralnego źródła ciepła, istniejące moce będą wykorzystane w bardziej wydajny sposób. W krótkookresowym horyzoncie czasowym zakłada się, że użytkowanie biomasy będzie kontynuowane i rozwijane w Elektrociepłowni 2 Gdańsk. Biomasa także będzie użytkowana w kilku ciepłowniach, np. Fundamentowa, UNIKOM i Zawiślańska. W 2012 około 110 GWh „zielonego” ciepła zostanie przesłane odbiorcom, co będzie stanowiło ok. 3% całkowitego zapotrzebowania na ciepło sieciowe. Rys. 2 i 3 odnoszą się do całkowitego zapotrzebowania, nie tylko na ciepło sieciowe. Na rys. 2 przedstawiono aktualną strukturę zapotrzebowania na moc cieplną do celów grzewczych i przygotowania ciepłej wody na terenie miasta. Na kolejnym rysunku zawarto prognozowane zmiany zapotrzebowania na moc cieplną między stanem obecnym a rokiem 2010 i 2020. Zmiany w zapotrzebowaniu na moc cieplną – prognoza [MW]

stan obecny – 2020

stan obecny – 2012

Rys. 2. Aktualna struktura zapotrzebowania na moc cieplną w Gdańsku

Rys. 3. Prognoza zmian zapotrzebowania na moc cieplną między stanem aktualnym a latami 2012 i 2020

W skali miasta, ale i całego kraju, procesy poprawy izolacji cieplnej budynków i inne działania termomodernizacyjne są ciągle intensywne, przyczyniając się do znacznego zmniejszania zapotrzebowania budynków na moc grzewczą. Zmniejszenie zapotrzebowania jest częściowo kompensowane przez nowych odbiorców, w tym odbiorców przyłączanych do systemów ciepłowniczych. Potencjał oszczędności energii w sektorze komunalno-bytowym i usług jest ciągle duży. Nowe regulacje wspierające modernizację substancji mieszkaniowej mogą zapewnić utrzymanie tempa termomodernizacji lub nawet jego zwiększenie i wówczas prezentowane prognozy będą musiały zostać zweryﬁkowane. Opis systemu elektroenergetycznego Sieci wysokiego napięcia w większości są w dobrym stanie, za wyjątkiem pewnych linii 110 kV, które wymagają pilnej modernizacji. Dodatkowo pilnej modernizacji wymagają niektóre z głównych punktów zasilania, czyli stacje GPZ 110 kV/15 kV. Większe obawy budzą jednak trudności w przyłączaniu nowych odbiorców. Stan sieci, jej zdolności przesyłowe i możliwości przyłączeń oczywiście się zazębiają. Jednak często, mimo istnienia technicznych warunków, przyłączenie nie może być zrealizowane na czas ze względu na liczbę wniosków o przyłączenie i wyczerpanie środków na ich realizację. Zjawisko to nasila się przy szybkim wzroście gospodarczym i maleje w sytuacji spowolnienia gospodarki. Aktualne zapotrzebowanie na moc elektryczną na terenie Gdańska wynosi 280 MW. Bieżącą strukturę zapotrzebowania przedstawia rys. 4.

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

Rys. 4. Aktualne zapotrzebowanie na moc elektryczną na terenie Gdańska

W scenariuszu bazowym prognozowany jest wzrost zapotrzebowania na moc do poziomu 330 MW w roku 2012, a w szczególności stabilizacja lub zmniejszenie zapotrzebowania w sektorach przemysłowych i wzrost w pozostałych. Opis systemu dystrybucji gazu ziemnego Pomorska Spółka Gazownictwa znajduje się w dobrej kondycji z punktu widzenia stanu technicznego jej podstawowego majątku. Dotyczy to w szczególności sieci wysokiego ciśnienia przesyłanego gazu. Jednakże sieć ta eksploatowana jest z wykorzystaniem w 90% zdolności przesyłowych, co oznacza, że w szczycie obciążenia pozostaje jedynie 10% rezerwy zdolności przesyłowej. Obawy o niewystarczającą moc przesyłową przesądziły o budowie w regionie nowej linii wysokiego ciśnienia o średnicy 500 mm. Sytuacja w stacjach redukcji ciśnienia nie jest tak dramatyczna, gdyż ich obciążenie szczytowe to jedynie 54% zdolności znamionowej. Inne spostrzeżenia Przy oszacowywaniu bieżącego zapotrzebowania na ciepło przyjęto, że zużycie ciepła na jednostkę powierzchni ogrzewanego lokalu sytuuje się poniżej rzeczywistego zapotrzebowania z powodu relatywnie wysokich cen paliw lub ciepła sieciowego. Z tego powodu wiele mieszkań jest niedogrzanych. Elektrociepłownia 2 Gdańsk dostarcza ok. 60% energii elektrycznej zużywanej w mieście i prawie 50% ciepła. Dlatego trudnym przedsięwzięciem byłoby zminimalizowanie roli energii wytwarzanej z węgla. Problem ten dotyczy nie tylko Gdańska, ale i całego kraju. Decydenci zwyczajowo postrzegają gdańskie porty jako okno na świat pozwalające na import paliw: rosyjskiego i międzynarodowego węgla (np. z Południowej Afryki, Wenezueli), biomasy (zrębki drewna, pelety), ciekłego gazu ziemnego (budowa terminalu LNG – wystarczającego dla całego kraju – jest jednak planowana w Świnoujściu, a nie w Gdańsku). Kolejnym aspektem jest ograniczanie rozwoju energetyki wiatrowej z powodu braku zdolności przesyłowych sieci elektroenergetycznej. Połączenia farm wiatrowych z systemem i dostosowanie systemu do przesyłu mocy wytwarzanej w farmach wiatrowych są bardzo kosztowne i czasochłonne. W efekcie budowa wielu farm będzie odkładana w czasie. W bilansie energetycznym miasta energia z farm wiatrowych ma i w przyszłości również będzie miała niewielki udział. Jedynie kilka farm wiatrowych jest ulokowanych na terenach przedmieść miasta. Konieczny jest rozwój rynku biomasy, aby osiągnął on wystarczający potencjał do zapewnienia biomasy dla istniejących i nowych jej odbiorców, przy czym podnoszone są następujące aspekty: • konﬂikt między stosowaniem biomasy w procesach współspalania w istniejących kotłach a używaniem biomasy w nowoczesnych jednostkach z kotłami kondensacyjnymi lub układami zgazowania biomasy • obecnie nowoczesne źródła ciepła małej i średniej mocy nie są w stanie oferować konkurencyjnej ceny za biomasę w porównaniu z ofertami Elektrociepłowni Wybrzeże, stosujących biomasę w skojarzonym wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła. Wytwarzanie energii elektrycznej z biomasy jest dotowane za pomocą „zielonych certyﬁkatów”.

4.3. Horyzont średniookresowy Spodziewane główne działania w systemach energetycznych Gdańska w okresie do roku 2020 są następujące:

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

• budowa bloku gazowo-parowego przez Elektrociepłownie Wybrzeże (ta nowa inwestycja jest uzależniona od prognoz cen gazu, w przypadku niekorzystnych cen gazu planuje się budowę nowoczesnego bloku na biomasę); • oddanie do eksploatacji mokrej instrukcji odsiarczania • budowa nowej elektrociepłowni na ternach postoczniowych; blok wyposażony miałby być w instalację wychwytywania CO2 • wzrost konkurencji na rynku ciepła w wyniku powszechniejszego stosowania pomp ciepła, rozwoju systemów ciepłowniczych i budowy lokalnych źródeł ciepła na gaz ziemny • upowszechnienie kolektorów słonecznych, przy czym istotna część energii wykorzystana byłaby do celów grzewczych, a nie tylko na potrzeby ciepłej wody użytkowej • oszczędności w zużyciu energii, w szczególności w wyniku termomodernizacji budynków i zmianie technologii oświetlenia • 5-proc. udział biopaliw w transporcie drogowym • „zamknięcie” procesów energetycznych w Rafinerii LOTOS w wyniku budowy instalacji hydrokrakingu i instalacji zintegrowanego zgazowania i spalania pozostałości procesów rafinacji ropy • wzrost udziału nowoczesnych źródeł energii elektrycznej: ogniw fotowoltaicznych, ogniw paliwowych, silników gazowych. Powyższe działania zakładają, że w odniesieniu do obecnego stanu możliwe są: • 50-proc. wzrost produkcji energii elektrycznej • stabilizacja, a następnie redukcja emisji CO2 • 95-proc. redukcja emisji SO2 w sektorze dużych źródeł energii. Powyższe działania uwzględniają: • Plany rozwoju Rafinerii LOTOS oraz Elektrociepłowni Wybrzeże • Projekt założeń do planu zaopatrzenia Gdańska w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, Energoprojekt Katowice SA 2005. Opis ścieżki przejścia między horyzontem krótkookresowym a średniookresowym Poniżej wypunktowano działania, które należy podjąć do roku 2020, aby system energetyczny miasta mógł wypełniać przedstawione wcześniej cele lokalne i globalne. Działania te obejmują m.in.: Elektrociepłownie Wybrzeże, Elektrociepłownię 2 Gdańsk, głównego właściciela Electricite de France • dywersyfikacja paliw • współspalanie biomasy z węglem • budowa bloku gazowo-parowego • dostosowanie do nowych regulacji prawnych związanych z ochroną środowiska • w 2015 oddanie do eksploatacji instalacji odsiarczania metodą mokrą w Elektrociepłowni 2 Gdańsk • stabilizacja i wzrost sprzedaży ciepła w Gdańsku • dalszy rozwój systemu ciepłowniczego, w szczególności w południowych i zachodnich dzielnicach miasta • rozwój na obrzeżach miasta małej i średniej skali źródeł skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła – w dalszej przyszłości działanie to ma na celu przyłączenie tych rozproszonych systemów do głównego systemu ciepłowniczego. Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (GPEC) • rozbudowa systemu ciepłowniczego w wielu regionach miasta • rozbudowa systemów ciepłowniczych Ciepłowni Osowa i Fundamentowa oraz Elektrociepłowni Matarnia • wycofanie się ze stosowania węgla w ciepłowniach: Równa i Zawiślańska oraz budowa połączeń pomiędzy ich systemami ciepłowniczymi a głównym systemem ciepłowniczym • budowa nowego źródła skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

• budowa systemu multienergetycznego z chłodem sieciowym w rejonie Matarnii, Kokoszek Przemysłowych i Kokoszek Mieszkaniowych • dalsza rozbudowa układów telemetrii i telemechaniki systemu ciepłowniczego • przestawienie się z paliwa węglowego na gazowe w tych lokalnych systemach ciepłowniczych, gdzie połączenie z głównym systemem jest niemożliwe lub byłoby niewydajne, w tym montaż nowych wysoko wydajnych kotłów w Ciepłowni Balcerskiego • dalsza wymiana węzłów ciepłowniczych. Pomorska Spółka Gazownictwa • budowa nowego gazociągu wysokiego ciśnienia, przebiegającego w pobliżu aglomeracji gdańskiej, i budowa stacji redukcyjnej w sąsiedztwie Gdańska • nowe gazociągi zasilające przemysłowe obszary miasta: Raﬁnerię LOTOS, Port Północny, Elektrociepłownię 2 Gdańsk • rozbudowa sieci średniego ciśnienia na terenie zachodnich dzielnic miasta i dalsza rozbudowa sieci średniego ciśnienia na terenie południowych dzielnic Gdańska (plany do roku 2025) ENERGA S.A. – Oddział w Gdańsku • średniookresowe plany rozwoju koncernu ENERGA (plany do roku 2015) – większość inwestycji w okresie 2012–2015 • budowa głównych punktów zasilania: 8 stacji GPZ 110 kV/15 kV • plany po roku 2015 • budowa głównych punktów zasilania: 5 stacji GPZ 110 kV/15 kV • modernizacja istniejących sieci 15 kV w wielu regionach miasta. Na rys. 5 przedstawiono prognozę zmian zapotrzebowania na ciepło w Gdańsku pomiędzy rokiem 2012 a 2020.

Rys. 5. Prognoza zmian zapotrzebowania na moc cieplną między rokiem 2012 a rokiem 2020

Inne spostrzeżenia Spodziewany jest rozwój rynku biomasy i osiągnięcie wystarczającego potencjału do zapewnienia biomasy dla istniejących i nowych jej odbiorców, w tym: • zwiększenia udziału biomasy w bilansie energetycznym Elektrociepłowni 2 Gdańsk • wprowadzenia biomasy lub zwiększenia jej udziału w ciepłowniach, m.in. Fundamentowa, UNIKOM i Zawiślańska • biomasy dla nowoczesnych jednostek z kotłami kondensacyjnymi • biomasy dla układów zgazowania. W sumie w 2020 r. ok. 240 GWh „zielonego” ciepła zostanie przesłane odbiorcom, co będzie stanowiło ok. 6% całkowitego zapotrzebowania na ciepło sieciowe. Planowana budowa nowoczesnego bloku gazowo-parowego jest spowodowana głównie potrzebami rynku energii elektrycznej. W blokach tego typu znacznie większa część energii chemicznej paliwa jest przetwarzana na energię elektryczną niż w blokach parowych, a na rynku energii elektrycznej spodziewane są braki mocy wytwórczych. Ze wspomnianych powodów, ale i dzięki mechanizmom wspierania planowany jest intensywny rozwój energetyki wiatrowej. Rozwój nastąpi szczególnie w regionie, ale i na terenie miasta powstaną pojedyncze si-

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

łownie czy małe farmy wiatrowe. Prognozuje się także rozwój specjalnych miejskich konstrukcji elektrowni wiatrowych małej mocy. W sektorze transportu publicznego coraz większą rolę będą odgrywać pojazdy na gaz ziemny, biogaz czy mieszankę metanu z wodorem (hytanu). Uważa się, że jest to naturalny etap przed upowszechnieniem pojazdów zasilanych energią z ogniw paliwowych. W horyzoncie średnioterminowym będzie miała miejsce intensyﬁkacja rozbudowy sieci połączeń tramwajowych i kolei miejskiej.

4. 4. Horyzont długookresowy Jako horyzont długookresowy przyjęto rok 2050. Ze względu na jego odległość w dalszych badaniach konieczne będzie opracowanie dla okresu 2020–2050 kilku ścieżek rozwoju energetyki w mieście i regionie. Według naszej opinii podstawowy scenariusz powinien bazować na dalszym użytkowaniu węgla w dużych źródłach systemowych oraz na źródłach rozproszonych, wykorzystujących różne formy energii odnawialnej. Dodatkowo, mimo założenia intensywnych działań w poprzednich okresach mających na celu wzrost efektywności wykorzystania energii, w tym horyzoncie czasowym oszczędzanie energii również będzie kluczem do sukcesu w realizacji założeń. W scenariuszu proponowanym jako bazowy, oprócz zmniejszania energochłonności i energetyki rozproszonej, kluczowymi technologiami byłyby „czyste” technologie węglowe np.: • kotły pyłowe na warunki nadkrytyczne z wychwytywaniem CO2 (np. z użyciem monoetanolaminy) • zintegrowane układy zgazowania węgla (technologie suche lub mokre) z recyklingiem CO2 i jego kompresją • opalane węglem generatory magnetohydrodynamiczne (MHD), również z wychwytywaniem CO2 • ciśnieniowe kotły ﬂuidalne, również z wychwytywaniem CO2. Stosowanie technologii wychwytywania dwutlenku węgla ze spalin lub spalania węgla w atmosferze wcześniej odseparowanego z powietrza tlenu i recyklingu spalin oraz ich kompresji istotnie obniża sprawność całkowitą procesu konwersji węgla na energię elektryczną, gdyż są to procesy energochłonne (10–20% wytworzonej w jednostce energii). Dodatkowo kontrowersje wzbudza zagospodarowanie uzyskanego CO2, nawet gdy jest on bardzo czysty chemicznie. Proponuje się wpompowywanie CO2 do złóż gazu ziemnego i ropy naftowej, co dodatkowo pozwoliłoby podnieść ciśnienie w tych złożach i pozyskać z nich więcej paliw. Wkładając dodatkową energię, można CO2 wiązać w paliwach syntetycznych, przyczyniając się do oszczędności paliw kopalnych. W zaproponowanym scenariuszu długookresowym założono istotny udział obecnie wymagających dotowania źródeł energii elektrycznej, w tym: • siłowni wiatrowych (w regionie: farmy elektrowni wiatrowych przyszłych generacji, w mieście: specjalne rozwiązania małej mocy) • paneli ogniw fotowoltaicznych (90 GWh) • ogniw paliwowych (500 GWh – źródła rozproszone i transport). Prognozowane stosowanie ogniw paliwowych w transporcie obejmuje nie tylko ogniwa wodorowe, ale i ogniwa z konwersją na wodór gazu ziemnego, biogazu i ich mieszanek z wodorem. Wprowadzenie ogniw paliwowych do pojazdów oznacza również możliwość tzw. generacji garażowej i to nie tylko energii elektrycznej, ale i odzysk z ogniw ciepła na cele komunalno-bytowe. Przy czym założono, że 80% energii wytwarzanej w ogniwach będzie używane na cele transportowe, a tylko 20% na inne cele. Wymienione powyżej zmiany w strukturze systemu energetycznego miasta będą miały decydujący wpływ na osiągnięcie zaprezentowanych na wstępie celów globalnych i lokalnych. W szczególności realizacja tej ścieżki rozwoju doprowadzi do: • 40–50-proc. redukcji emisji CO2 • udziału kopalnych paliw w ilości nieprzekraczającej 40% całkowitej energii dla transportu drogowego • 110 kWh/(m2×rok) średniej wartości współczynnika zapotrzebowania na energię do celów grzewczych i przygotowania ciepłej wody użytkowej. Redukcja emisji osiągnie, mimo zwiększenia średniej powierzchni mieszkalnej przypadającej na jednego mieszkańca, poziom obecnie notowany w rozwiniętych krajach Europy Zachodniej. Oznacza to podwojenie tego wskaźnika z obecnego poziomu ok. 20 m2 do 40 m2.

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

Opis ścieżki przejścia między horyzontem średniookresowym a długookresowym Jako podsumowanie powyższego zaproponowano przykładowy zestaw działań: • budowa układu ze zintegrowanym zgazowaniem węgla (IGCC) • zastosowanie mechanizmów wspierających: • rozproszone źródła energii, w tym skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w sektorach: publicznym, przemyśle, usługach, zasilane gazem ziemnym, biogazem, hytanem (mieszanką metanu i wodoru) • mikrogenerację opartą na ogniwach paliwowych • instalację systemów paneli fotowoltaicznych małej i średniej mocy • budowa sieci dystrybucji wodoru • budowa stacji tankowania wodoru (w pierwszym kroku stacji kompresji metanu, w drugim stacji tankowania hytanu – te kroki pozwoliłyby na zdobycie doświadczenia i zapoznanie się ludności z technologiami wykorzystującymi wodór). Inne spostrzeżenia Zauważa się, że biznes, tak jak i w innych sektorach gospodarki, tak i w energetyce, podąża za technologiami obiecującymi pewność zysku, a przez to bezpiecznymi dla inwestora. To masowe podążanie za sprawdzonymi i zyskownymi technologiami prowadzi do wyczerpania zasobów i możliwości dalszej ekspansji danej technologii. Obecnie takim podsektorem energetycznym jest energetyka wiatrowa, opłacalna dzięki „zielonym certyﬁkatom”. Ciągły niedobór świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych zapewnia bezpieczeństwo zwrotu tych inwestycji. Po wykorzystaniu terenów pod zabudowę farmami wiatrowymi, a przez to wyhamowaniu szybkiego rozwoju tego sektora, należy oczekiwać, że inwestorzy będą poszukiwać nowych nisz inwestowania w energetykę. Oceniamy, że taką niszą są panele ogniw fotowoltaicznych. Szanse różnych technologii PV wydają się większe niż np. ogniw paliwowych, gdyż te pierwsze nie wymagają żadnego systemu dostawy i przechowywania paliw. Z drugiej strony panele wymagają dużych powierzchni pod ich instalację w przeliczeniu na jednostkę wytworzonej mocy, układów magazynowania energii elektrycznej oraz są silnie uzależnione od nasłonecznienia. Zaprezentowany scenariusz może zostać całkowicie zmieniony w sytuacji dokonania ważnych odkryć, jak choćby wynalezienia lekkich, trwałych i tanich akumulatorów energii elektrycznej. W toku dyskusji nad scenariuszami ustalono, że w dalszych badaniach w ramach projektu PATH-TO-RES należy silniej skoncentrować się na aspektach oszczędzania energii, promując je przed zagadnieniem budowy nowych jednostek wytwórczych.

4.5. Wskaźniki – podsumowanie ścieżek energetycznych W poniższych tabelach przedstawiono podstawowe wskaźniki dotyczące ścieżek energetycznych dla Gdańska. Wskaźniki te obejmują: zużycie energii pierwotnej, zużycie energii ﬁnalnej, współczynniki i ilości emisji CO2. ENERGIA PIERWOTNA Razem energia pierwotna [GWh] Energia pierwotna na mieszkańca [GWh/cap] Węgiel kamienny Gaz ziemny Koks Olej opałowy Mazut Olej napędowy Benzyna LPG Paliwo lotnicze Odpady komunalne Biogaz+hythane Biomasa Ciekłe biopaliwa Ciekłe paliwa syntetyczne (pochodzące z CO2) Wodór Energia słońca Energia geotermalna

2008 9071 0,0200 4661 968 29 145 692 1054 870 308 10 0 13 300 19 0 0 0 2

2012 9426 0,0206 4376 1051 24 116 527 1159 1044 400 12 0 15 580 96 10 0 6 9

2020 9654 0,0211 3030 2282 16 59 504 1043 1149 400 18 0 60 819 192 50 0 12 20

2050 8547 0,0201 1900 1830 10 5 0 527 174 62 20 0 680 1580 500 500 500 200 60

Jerzy Buriak / Politechnika Gdańska Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

ZUŻYCIE ENERGII Razem zużycie energii [GWh] Zużycie energii na mieszkańca [GWh/cap] Przemysł (z wyłączeniem LOTOSU) [GWh] Sektor publiczny i usługi [GWh] Sektor prywatny [GWh] Transport [GWh]

2008 6645 0,0147 611 596 3168 2270

2012 7097 0,0155 477 655 3232 2734

2020 7431 0,0163 487 658 3323 2962

2050 6916 0,0163 420 660 3051 2785

WSKAŹNIKI EMISJI CO2 [t/GWh]

2008

2012

2020

2050

Węgiel kamienny

324 201 360 276 261 264 247 225 255 504 0 0 0 123 0 0 0 972

324 201 360 276 261 264 247 225 255 504 0 0 0 99 0 0 0 778

324 201 360 276 261 264 247 225 255 504 0 0 0 74 0 0 0

Energia elektryczna (średnia)

324 201 360 276 261 264 247 225 255 504 0 0 0 123 0 0 0 940

EMISJE CO2 [tys. t]

2008

2012

2020

2050

Węgiel kamienny

Energia geotermalna Import energii elektrycznej

1510 194 11 40 181 278 215 69 3 0 0 0 0 0 0 0 0 448

1418 211 9 32 138 306 258 90 3 0 0 0 0 1 0 0 0 234

982 458 6 16 132 275 284 90 5 0 0 0 0 5 0 0 0 8

616 368 4 1 0 139 43 14 5 0 0 0 0 37 0 0 0

Emisje CO2

2008

2012

2020

2050

Razem emisje CO2 [tys. t]

2949

2699

2260

1407

Emisje CO2 na mieszkańca [tys. t/cap]

0,0065

0,0059

0,0050

0,0033

Gaz ziemny Koks Olej opałowy

Mazut Olej napędowy

Benzyna LPG Paliwo lotnicze Odpady komunalne Biogaz+hythane Biomasa Ciekłe biopaliwa Ciekłe paliwa syntetyczne (pochodzące z CO2) Wodór Energia słońca

Energia geotermalna

Gaz ziemny Koks Olej opałowy

Mazut Olej napędowy

Benzyna LPG Paliwo lotnicze Odpady komunalne Biogaz+hythane Biomasa Ciekłe biopaliwa Ciekłe paliwa syntetyczne (pochodzące z CO2) Wodór Energia słońca

486

181

Oceniono, że do roku 2050 wskaźnik emisji CO2 dla energii elektrycznej ulegnie znaczącemu obniżeniu, w wyniku zmiany struktury wytwarzania energii w krajowym i europejskim systemie elektroenergetycznym.

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

Rok 2008 2012 2020 2050

Wskaźnik emisji CO2 [t/GWh] 940 972 778 486

5. PODSUMOWANIE Istnieje potrzeba koordynacji planów kluczowych podmiotów, w szczególności spółek energetycznych i władz lokalnych, do tej pory działających niezależnie od siebie. To, co daje się zaobserwować, to brak podmiotu stanowiącego regionalną agencję energetyczną. Tego typu agencja byłaby odpowiedzialna za nadzorowanie i koordynowanie długoterminowego planowania energetycznego w regionie, co obecnie leży w sferze kompetencji Urzędu Marszałkowskiego. Należy również pamiętać, że gminy, w tym także gmina miejska Gdańsk, przygotowują swoje własne plany i założenia do planów dostaw energii. Stąd ewidentna jest konieczność koordynacji tych planów przez odpowiedni organ. Ponadto działania zainicjowane w regionie lub gminie przez odpowiednią agencję energetyczną mogłyby przynieść owoce w postaci rzeczywistej realizacji planu. Obecnie strategie pozbawione są planu działania i stąd ich założenia okazują się być niewykonalne. Proces planowania powinien być procesem iteracyjnym, w którym funkcjonuje swego rodzaju pętla sprzężenia zwrotnego polegająca na udoskonalaniu strategii na podstawie doświadczeń z wdrażania celów strategicznych, ustanowionych w poprzedniej jej wersji. Najczęściej jednak plan energetyczny traﬁa na półkę bez jakichkolwiek aktualizacji w okresie obowiązywania, podczas gdy powinien być opracowywany częściej niż co 5 lat, lub przynajmniej weryﬁkowany, w zależności od zmian w systemach energetycznych i sytuacji na rynku.

BIBLIOGRAFIA 1. Regionalna strategia energetyki ze szczególnym uwzględnieniem źródeł odnawialnych w województwie pomorskim na lata 2007–2025, opracowana na zlecenie Zarządu Województwa Pomorskiego na podstawie uchwały nr 250/04 Sejmiku Województwa Pomorskiego z dnia 01.03.2004 r., sierpień 2006. 2. Polityka energetyczna i rola bioenergii w Polsce, Projekt BioENPol realizowany przez Politechnikę Gdańską, Europejskie Centrum Energetyki Odnawialnej EC BREC i Uniwersytet w Lund. 3. EC Wybrzeże, Raport roczny 2007, http://www.ecwybrzeze.pl/pdf/EC_raport_2007.pdf. 4. Strategia rozwoju Gdańska do roku 2015, Programy operacyjne wdrażające Strategię w latach 2005–2009. 5. Roczniki statystyczne województwa pomorskiego 2005, 2006, 2007, 2008, Urząd Statystyczny w Gdańsku. 6. Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe miasta Gdańska, Energoprojekt Katowice S.A., 2005. 7. Renewable Energy Road Map – Renewable energies in the 21st century, Komisja Europejska (EC 10.01.2007). 8. Krajowy Plan Działań dotyczący Efektywności Energetycznej (EEAP) 2007, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa, czerwiec 2007. 9. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem bioenergii, rozprawa doktorska, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006. 10. Przanowski K., Praca systemów elektroenergetycznych – Część I, Politechnika Łódzka, Łódź 1983. 11. Mapy Google http://maps.google.com/.

Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PAN Piotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

Autorzy / Biograﬁe

Jan Kiciński Gdańsk / Polska

Piotr Lampart Gdańsk / Polska

Zastępca dyrektora ds. naukowych i kierownik Zakładu Dynamiki Wirników i Łożysk Ślizgowych w Instytucie Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku, badacz, ekspert krajowych i międzynarodowych gremiów, nauczyciel akademicki. Studia wyższe ukończył na Wydziale Budowy Maszyn Politechniki Gdańskiej (1972). Doktorat obronił w IMP PAN (1979), a habilitację w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (1986). Tytuł profesora nauk technicznych uzyskał w 1995 roku. Był kierownikiem trzech projektów celowych, ﬁnansowanych ze środków UE, których efektem były wdrożenia przemysłowe z zakresu nowoczesnych systemów diagnostyki technicznej w energetyce. Kierował również dużym Projektem Badawczym Zamawianym PBZ 038–06, mającym opracować pierwszy polski system nadzoru drganiowego turbozespołów dużej mocy. W 2004 roku został powołany na stanowisko dyrektora ogólnopolskiego Centrum Zaawansowanych Technologii RIMAMI, skupiającego kilka uniwersytetów i wybrane zakłady energetyczne. Dwa lata później objął stanowisko koordynatora ogólnopolskiej Sieci Naukowej EKO-ENERGIA. W 2007 roku powierzono mu stanowisko przewodniczącego Rady Programowej Bałtyckiego Klastra Ekoenergetycznego, największego klastra tej branży w Polsce, skupiającego ponad 50 podmiotów gospodarczych, samorządowych i naukowych.

Ukończył Wydział Fizyki Technicznej Politechniki Gdańskiej w roku 1986. W 1995 roku uzyskał stopień doktora nauk technicznych w dziedzinie mechaniki, specjalność mechanika płynów w Instytucie Maszyn Przepływowych PAN. W 2008 roku uzyskał stopień doktora habilitowanego nauk technicznych w dziedzinie budowy i eksploatacji maszyn, specjalność cieplne maszyny wirnikowe. Od roku 1987 pracuje w Instytucie Maszyn Przepływowych PAN, obecnie na stanowisku docenta w Zakładzie Aerodynamiki Turbin. Do jego głównych zainteresowań należą metody obliczeniowe w mechanice płynów, optymalizacja sprawnościowa układów przepływowych turbin, zagadnienia aerodynamiki turbin, kogeneracja energii elektrycznej i ciepła, odnawialne źródła energii. Jest autorem i współautorem ponad 90 publikacji w czasopismach naukowych o zasięgu krajowym i międzynarodowym oraz w materiałach konferencyjnych. Występował na ponad 50 konferencjach w kraju i za granicą. Jest współautorem ponad 40 prac i opracowań dla odbiorców z przemysłu.

Kogeneracja w dużej i małej skali

KOGENERACJA W DUŻEJ I MAŁEJ SKALI prof. dr hab. inż. Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PAN doc. dr hab. inż. Piotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

WPROWADZENIE Kogeneracja to jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej, które prowadzi do lepszego, niż w produkcji rozdzielnej, wykorzystania energii pierwotnej. Kogeneracja prowadzi zatem do obniżenia kosztów wytwarzania energii końcowej, jak i przyczynia się do zmniejszenia emisji, w szczególności CO2. Kogeneracja jednak najczęściej zdeterminowana jest przez wielkość zapotrzebowania na ciepło. W zależności od odbiorcy ciepła jego ilość może ulec zmianom sezonowym i dobowym. Kompleksowa analiza instalacji energetycznej musi uwzględniać specyﬁkę odbioru ciepła. Przykładowe liczbowe zyski z kogeneracji przedstawiono na rys. 1. Jak widać ze schematu, do wytworzenia 21 jednostek energii elektrycznej i 33 jednostek ciepła w kogeneracji (przy założeniu teoretycznej sprawności całkowitej na poziomie 90%) potrzeba 60 jednostek energii pierwotnej. Natomiast do wytworzenia tej samej ilości energii końcowej przy generacji rozdzielnej potrzeba aż 97 jednostek energii pierwotnej.

Rys. 1. Produkcja energii elektrycznej i ciepła w trybie generacji rozdzielnej i kogeneracji

Kogeneracja w dużej skali Podstawowymi urządzeniami układów kogeneracyjnych, lub inaczej systemów CHP (combined heat & power systems), w skali energetyki zawodowej są przede wszystkim turbiny parowe przeciwprężne lub upustowo-kondensacyjne, pracujące w obiegu zamkniętym Rankine’a oraz turbiny gazowe, pracujące w obiegu Braytona [1]. Spotyka się także układy kombinowane, dwupaliwowe. W obiegu zamkniętym turbiny przeciwprężnej (rys. 2), w kotle następuje produkcja pary i jej przegrzanie. Przegrzana para rozpręża się w turbinie i z wylotu turbiny zostaje skierowana do wymiennika (kondensatora), gdzie oddaje swoje ciepło przegrzania i kondensacji na podgrzanie wody sieciowej. Zaletą układu z turbiną przeciwprężną jest jego prostota, praktycznie niewielkie Streszczenie W pracy przedstawiono schematy ideowe oraz opisano zalety podstawowych urządzeń energetycznych stosowanych i przeznaczonych do stosowania w układach kogeneracyjnych. W pierwszej kolejności rozważano podstawowe układy kogeneracyjne stosowane w energetyce zawodowej. Następnie przedstawiono zalety energetyki rozproszonej oraz omówiono wybrane układy kogeneracyjne przeznaczone dla jednostek wytwórczych energetyki rozproszonej.

Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PAN Piotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

zapotrzebowanie na wodę chłodzącą i w związku z tym małe straty ciepła w kondensatorze. Do wad należy zaliczyć skróconą linię ekspansji (niewykorzystany obszar niskich ciśnień do produkcji energii elektrycznej) i dużą sztywność układu, tj. zależność produkcji energii elektrycznej od zapotrzebowania na ciepło.

Rys. 2. Schemat obiegu cieplnego turbiny przeciwprężnej

W turbinie upustowo-kondensacyjnej (rys. 3) upust ciepłowniczy znajduje się jeden, dwa lub więcej stopni w górę przepływu od wylotu. Zaletą takiego rozwiązania jest możliwość pełnej ekspansji pary do parametrów poniżej 0,1 bara i 40oC, co jest ważne dla celów produkcji energii elektrycznej. Zakres mocy turbin upustowo-kondensacyjnych wynosi od kilkunastu do kilkuset MWe. Co prawda, ciepło wylotowe jest tracone w kondensatorze, ale obciążenie cieplne upustów ciepłowniczych turbiny może, przy zastosowaniu odpowiednich zabiegów, zmieniać się bez znacznego uszczerbku dla produkcji energii elektrycznej. Jednym ze sposobów dostosowania układów łopatkowych turbin ciepłowniczych do pracy w warunkach zmiennego obciążenia, w związku z kogeneracją energii elektrycznej i ciepła, jest regulacja adaptacyjna. Podstawowym elementem regulacji adaptacyjnej jest stopień adaptacyjny umieszczony za upustem. Przy odprowadzeniu pary na cele ciepłownicze, zmienna geometria układu łopatkowego kierownicy stopnia adaptacyjnego pozwala na redukcję masowego natężenia przepływu bez redukcji spadku ciśnienia w grupie kolejnych stopni położonych w dół przepływu od upustu. Wykorzystany zostaje pełny dostępny spadek ciśnienia, co pozwala uniknąć ekspansji pozałopatkowych, które poza tym, że są źródłem strat mocy turbiny, wprowadzają dodatkowy element niepewności w pracy dyfuzora wylotowego.

Rys. 3. Schemat obiegu cieplnego turbiny upustowo-kondensacyjnej

W najbardziej typowym rozwiązaniu stopnia adaptacyjnego kierownice mają przestawne krawędzie wlotowe, które w miarę potrzeby blokują część kanału przepływowego, redukując masowe natężenie przepływu (rys. 4 – część A). Konstrukcja z przestawną krawędzią wlotową stosowana jest powszechnie w turbinach produkcji LMZ, ABB-Zamech, Alstom Power [2], [3]. Rys. 4 – część B ukazuje inny przykład rozwiązania układu kierowniczego stopnia adaptacyjnego o tej samej konstrukcji mechanizmu przestawnego, lecz o bardziej złożonej linii podziału łopatki kierowniczej. Interesujące rozwiązanie stopnia adaptacyjnego jest przedmiotem patentu [4]. Kierownica

Kogeneracja w dużej i małej skali

stopnia adaptacyjnego charakteryzuje się obracaną krawędzią wylotową (tzw. lotką), która reguluje szerokość najmniejszego przekroju (gardła), a w porównaniu z konstrukcją z przestawną krawędzią wlotową zachowuje płynność kształtu proﬁlu, również dla niskich poziomów otwarć, rys. 4 – część C. Podobna idea przyświeca układowi z obracaną całą łopatką kierowniczą, rys. 4 – część D.

Rys. 4. Przykłady kierownic stopnia adaptacyjnego: łopatka z przestawną krawędzią wlotową (A), łopatka ze złożoną linią podziału (B), łopatka z obracaną krawędzią wylotową – lotką (C), obracana łopatka (D); 1 – pełne otwarcie kanału, 2 – otwarcie częściowe

W pracy [5] przeprowadzono analizę numeryczną efektów regulacji adaptacyjnej w grupie stopni części NP turbiny dużej mocy (rys. 5), na podstawie rozwiązania konstrukcyjnego stopnia adaptacyjnego z przestawną (obracaną) kierownicą. Na rys. 6 przedstawiono zmiany mocy grupy dwóch stopni wylotowych w funkcji masowego natężenia przepływu przez grupę stopni w związku z odprowadzeniem pary do upustu ciepłowniczego. Naszkicowano tam zmiany mocy dla różnych kątów ustawień łopatki kierowniczej (kolorowe linie ciągłe) i dla różnych spadków ciśnień (kolorowe linie przerywane). Zaznaczono punkty pomocne w ocenie korzyści wynikających z regulacji adaptacyjnej. Są to: N – nominalny punkt pracy stopnia; A – przykładowy punkt pracy stopnia w warunkach odprowadzenia dodatkowo 10% masowego natężenia pary do upustu, oraz A’ – ten sam punkt pracy po regulacji adaptacyjnej. Celem regulacji adaptacyjnej w warunkach odprowadzenia pary do upustu jest wykorzystanie pełnego dostępnego spadku ciśnienia i przeniesienie ekspansji poza układem łopatkowym na powrót do układu łopatkowego. Jak wynika z rys. 6, można to osiągnąć poprzez przymknięcie kierownic stopnia przedostatniego o kąt równy ok. 2o. Punkt pracy A zostaje wówczas przeniesiony do punktu A’, znajdującego się na linii nominalnego spadku ciśnienia w grupie stopni od 0,39 do 0,10 bara. W wyniku tego można uzyskać znaczny spadek strat przepływowych, szczególnie w stopniu wylotowym. Obliczono, że w badanej turbinie ciepłowniczej o mocy 50 MW, w przypadku odprowadzenia 10% masowego natężenia przepływu pary do upustu bezpośrednio przed grupą dwóch ostatnich stopni części NP, zyski mocy sięgają średnio 2,5 MW na każdy stopień z tej grupy. W wyniku zastosowania regulacji adaptacyjnej moc badanej grupy dwóch stopni wylotowych jest niższa jedynie o ok. 11% od mocy grupy stopni przed odprowadzeniem pary (6,5 MW), a zatem maleje praktycznie w takim stopniu, w jakim obniża się masowe natężenie przepływu przez układ łopatkowy grupy stopni. Warto zwrócić uwagę, że dla turbiny o mocy 50 MW wzrost mocy grupy stopni wylotowych, uzyskany w wyniku regulacji adaptacyjnej, stanowi prawie 10% mocy całej turbiny.

Rys. 5. Geometria układu przepływowego części niskoprężnej turbiny ciepłowniczej

Rys. 6. Zmiany mocy grupy dwóch stopni wylotowych w funkcji masowego natężenia przepływu

Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PAN Piotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

W układach kogeneracyjnych energetyki zawodowej często stosowane są także turbiny gazowe. Na rys. 7 przedstawiono schemat obiegu cieplnego kogeneracyjnej turbiny gazowej, pracującej w obiegu otwartym. Do komory spalania dostarczone jest sprężone powietrze. W komorze spalania następuje spalenie paliwa i przekazanie ciepła do spalin. Spaliny rozprężają się w turbinie, która napędza generator. Spaliny z wylotu turbiny, o jeszcze wysokiej temperaturze na poziomie 400–600oC, traﬁają najpierw do rekuperatora, gdzie następuje wstępne ogrzanie sprężonego powietrza, po czym traﬁają do wymiennika ciepłowniczego, gdzie zostaje podgrzana woda do celów ciepłowniczych. Z uwagi na wysoką temperaturę spalin z wylotu turbiny można także budować obiegi gazowo-parowe z kogeneracją o sprawności produkcji energii elektrycznej przewyższającej 50%. Zaletą turbin gazowych jest duża sprawność produkcji elektrycznej i możliwość szybkiego uruchomienia do uzyskania obciążenia nominalnego. Moc elektryczna turbin gazowych zwykle nie przekracza 100 MWe.

Rys. 7. Schemat obiegu cieplnego kogeneracyjnej turbiny gazowej

Energetyka rozproszona Kogeneracja jako jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej znajduje szczególne zastosowanie w małych jednostkach wytwórczych energetyki rozproszonej [6], [7]. Rozwój tych jednostek nie jest planowany centralnie. Klasyfikacja jednostek energetyki rozproszonej odnosi się głównie do systemów wytwarzania energii elektrycznej, z możliwością wytwarzania także ciepła. Najbardziej adekwatny podział energetyki rozproszonej według mocy jednostek wytwórczych wydaje się następujący: • Mikroenergetyka rozproszona (do 5 kW) • Mała energetyka rozproszona (5 kW – 5 MW) • Średnia energetyka rozproszona (5 MW – 50 MW) • Duża energetyka rozproszona (50 MW – 100 lub 150 MW). W źródłach rozproszonych stosowane są różne technologie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej. Mogą to być małe elektrownie konwencjonalne, ciepłownie lub elektrociepłownie węglowe, kotłownie biomasowe, elektrownie wodne, farmy wiatrowe, morskie farmy wiatrowe, elektrownie słoneczne, stacje ogniw paliwowych i magazynów energii, biogazownie i biorafinerie (rys. 8). W tych ostatnich odbywa się zresztą skojarzona produkcja paliw drugiej generacji i energii. Jakkolwiek za górną granicę mocy jednostek zaliczanych do energetyki rozproszonej uważa się 100–150 MW, nasze dalsze rozważania dotyczyć będą energetyki rozproszonej w małej skali, dotyczącej mocy jednostek do 5 MWe. Energia wyprodukowana w jednostkach mikro- i małej energetyki rozproszonej trafia w pierwszej kolejności do lokalnego odbiorcy. Rozróżnia się generację na użytek własny gospodarstw, budynków przedsiębiorstw, obiektów administracji i użyteczności publicznej. Nadwyżki energii elektrycznej przekazywane są do rozdzielczych sieci elektroenergetycznych. Nadwyżki ciepła trafiają do lokalnych sieci ciepłowniczych. Wyprodukowane paliwa mogą zostać wykorzystane do celów transportowych lub być zatłoczone do lokalnych sieci paliwowych.

Kogeneracja w dużej i małej skali

Rys. 8. Model energetyki rozproszonej

Wśród podstawowych zalet energetyki rozproszonej należy wymienić: • możliwość wykorzystania lokalnych zasobów energetycznych, w tym w szczególności odnawialnych źródeł energii • możliwość produkcji różnych rodzajów energii w kogeneracji, w miejscu zapotrzebowania na ciepło • uniknięcie nadmiernej mocy zainstalowanej • zmniejszenie obciążenia szczytowego • redukcję strat przesyłowych • zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego przez dywersyfikację źródeł energii • redukcję emisji gazów cieplarnianych (kogeneracja, odnawialne źródła energii). Wśród wad energetyki rozproszonej należy wymienić: • nieprzewidywalność produkcji energii z niektórych źródeł (elektrownie wiatrowe, słoneczne) i konieczność utrzymania rezerw mocy • wysokie początkowe nakłady inwestycyjne • wysokie koszty przyłączenia opomiarowania i bilansowania energii na jednostkę mocy wytworzonej. Polityka Unii Europejskiej jest bardzo korzystna dla wytwarzania energii w jednostkach energetyki rozproszonej i z odnawialnych źródeł. Przykładami są: • Dyrektywa 2004/8/WE w sprawie promocji kogeneracji • Dyrektywa 2003/87/WE w sprawie ustanowienia handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych • Dyrektywa 2003/96/WE w sprawie restrukturyzacji opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej • Dyrektywa 2001/77/WE określająca udział energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych dla poszczególnych krajów. Na wzrost opłacalności wytwarzania energii w jednostkach energetyki rozproszonej wpływa system zachęt ekonomicznych, np. za zieloną energię (zielone certyfikaty), za kogenerację (czerwone certyfikaty), za efektywność energetyczną oraz tzw. płytkie opłaty za przyłączenie do sieci. Istnieje też wiele regulacji, które mogą działać zarówno na korzyść, jak i na niekorzyść wywarzania energii w jednostkach energetyki rozproszonej, np.: • regulacje dotyczące przyłączenia do sieci • regulacje środowiskowe odnośnie emisji gazów cieplarnianych i innych szkodliwych gazów (SO2, NOx), zanieczyszczeń pyłowych, emisji hałasu, zeszpecenia krajobrazu, oddziaływania na środowisko • regulacje dotyczące bezpieczeństwa i bezpiecznej eksploatacji.

Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PAN Piotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

Kogeneracja w małej skali Podstawowymi urządzeniami układów kogeneracyjnych w małej energetyce rozproszonej są silniki spalinowe. Agregaty prądotwórcze na bazie silników spalinowych nadbudowane węzłem ciepłowniczym stanowią trzon układów kogeneracyjnych skojarzonych z układami do produkcji paliw z biomasy – biogazowniami i bioraﬁneriami. Wyposażone w odpowiednie układy zasilania i automatykę zapłonu mogą spalać paliwa gazowe, jak i ciekłe, także paliwa mniej kaloryczne, takie jak biogaz z biogazowni fermentacyjnej, gaz syntezowy otrzymywany w wyniku zgazowania pirolitycznego, ciekłe produkty fermentacji alkoholowej i pirolizy, produkty palne z procesu estryﬁkacji tłuszczów zwierzęcych itp. Silniki spalinowe zazwyczaj pracują w zakresie mocy od kilkunastu kWe do kilku MWe. Na rys. 9 przedstawiono schemat obiegu kogeneracyjnego silnika spalinowego. Spalinowy silnik tłokowy napędza generator energii elektrycznej. Ciepło z układu chłodzenia i smarowania zostaje wykorzystane na podgrzanie ciepłej wody. Ciepło spalin z wylotu silnika można wykorzystać do produkcji pary dla procesów technologicznych lub także dla celów ciepłowniczych.

Rys. 9. Schemat obiegu kogeneracyjnego silnika spalinowego

Podstawowymi zaletami elektrowni opartych na silnikach tłokowych są: • wysoka sprawność produkcji energii elektrycznej w szerokim zakresie mocy, w tym także podczas pracy w obszarze obciążeń częściowych • możliwość szybkiego uruchomienia i uzyskania obciążenia nominalnego • możliwość pracy w miejscach oddalonych od linii przesyłowych i w charakterze zasilania awaryjnego • duża różnorodność stosowanych paliw • stosunkowo niskie nakłady inwestycyjne. W układach kogeneracyjnych w małej skali można także wykorzystywać turbiny lub mikroturbiny gazowe. Idea układu kogeneracyjnego jest tu identyczna jak w obiektach w dużej skali (rys. 7). Turbiny gazowe charakteryzują się znacznie dłuższym czasem eksploatacji niż silniki spalinowe i nie wymagają częstych usług podtrzymujących eksploatację. Sprawność turbin gazowych w odniesieniu do produkcji energii elektrycznej wypada jednak przeważnie o kilka punktów procentowych gorzej niż dla silników spalinowych w rozważanym zakresie mocy. Wyższe są także koszty inwestycyjne. Odpowiednikami turbin parowych wielkiej mocy w energetyce rozproszonej są małe turbiny lub mikroturbiny parowe pracujące w organicznym obiegu Rankine’a (ORC), którego schemat przedstawiono na rys. 10. Podstawowymi elementami składowymi siłowni są: ekologiczny kocioł przystosowany do spalania różnego rodzaju biomasy i biopaliw, obieg pośredni oleju termalnego odbierający ciepło od spalin i przekazujący je do czynnika roboczego, parownik, turbina na czynnik niskowrzący, generator, skraplacz oraz pompy obiegowe czynnika roboczego i oleju termalnego [8], [9]. W przyjętym rozwiązaniu prąd elektryczny stanowi ok. 10–20% mocy cieplnej układu. Na cele ciepłownicze wykorzystuje się ciepło przegrzania i kondensacji czynnika roboczego układu ORC. Rozwiązanie to jest ciekawe ze względu na jego szczególną predyspozycję do wykorzystania niskotemperaturowych źródeł ciepła, możliwość utylizacji różnych rodzajów paliwa i możliwość zastosowania budowy modułowej

Kogeneracja w dużej i małej skali

– a zatem łatwość dostosowania do wymaganego zakresu mocy. W IMP PAN opracowywane są urządzenia dla odbiorców indywidualnych o mocy do 20 kWc i 4 kWe oraz na potrzeby kompleksów agroenergetycznych o mocy modułu do 1000 kWc i 200 kWe (maksymalnie do: 5 MW i 1 MWe odpowiednio). W zakresie mocy do kilku lub kilkunastu kWe perspektywiczne są także układy kogeneracyjne z silnikiem Stirlinga (ze spalaniem zewnętrznym) oraz zbudowane na bazie stosu ogniw paliwowych.

Rys. 10. Siłownia kogeneracyjna w obiegu parowym ORC; P – parownik, TP – turbina parowa, K – kondensator, G – generator

Rys. 11. Schematy siłowni kogeneracyjnych w układzie kombinowanym: A – silnik spalinowy + układ ORC; B – turbina gazowa + układ ORC; TP – turbina parowa, TG – turbina gazowa, K – kondensator, G1, G2 – generatory, S – sprężarka, KS – komora spalania turbiny gazowej, W, W1, W2 – wymienniki ciepła

Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PAN Piotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

Z myślą o rozwijaniu technologii minisiłowni kogeneracyjnych skojarzonych z układami produkcji paliw z biomasy i charakteryzujących się wysoką sprawnością produkcji energii elektrycznej (40–50%), w IMP PAN prowadzone są prace nad realizacją obiegów kombinowanych gazowo-parowych, przedstawionych na rys. 11. Wydaje się, że największą rolę odegrają tu jednostki o mocy 0,5–1 MWe. Podstawowy obieg siłowni to obieg silnika spalinowego lub turbiny gazowej, gdzie generator napędzany jest przez silnik spalinowy/turbinę gazową. Dodatkowym obiegiem jest obieg parowy ORC pracujący na cieple odpadowym, stanowiącym ciepło spalin oraz ciepło chłodzenia silnika/turbiny. Turbina parowa w obiegu ORC napędza dodatkowy generator, który produkuje dodatkową energię elektryczną. Ciepło przegrzania i kondensacji czynnika roboczego układu ORC jest wówczas wykorzystywane na cele ciepłownicze.

PODSUMOWANIE W pracy przedstawiono przegląd podstawowych siłowni kogeneracyjnych stosowanych w energetyce zawodowej i rozproszonej. W zakresie siłowni wielkich mocy szczególną uwagę zwrócono na układy ciepłownicze z turbinami upustowo-kondensacyjnymi. Przedstawiono zalety regulacji adaptacyjnej, która pozwala na zmianę obciążenia cieplnego upustów ciepłowniczych turbiny bez znacznego uszczerbku dla produkcji energii elektrycznej. Następnie przedstawiono zalety energetyki rozproszonej oraz omówiono wybrane układy kogeneracyjne przeznaczone dla jednostek wytwórczych energetyki rozproszonej. Szczególną uwagę zwrócono na siłownie kogeneracyjne wyposażone w układy ORC. Wydaje się, iż wiele egzemplarzy tych siłowni w perspektywie kilku, kilkunastu lat zostanie wdrożonych w jednostkach wytwórczych energetyki rozproszonej opartej na biomasie. Są to: • mikrosiłownie kogeneracyjne o mocy cieplnej do kilkudziesięciu kWc i elektrycznej od kilku do kilkunastu kWe, dedykowane dla indywidualnych gospodarstw domowych jako domowe siłownie kogeneracyjne • minisiłownie kogeneracyjne o mocy cieplnej do ok. 5 MWc i elektrycznej 1 MWe dedykowane dla gmin i powiatów (np. jako gminne centra energetyczne) • minisiłownie kogeneracyjne w obiegu gazowo-parowym skojarzone z układami produkcji paliw z biomasy i o wysokiej sprawności produkcji energii elektrycznej w zakresie mocy 0,5–1 MWe.

BIBLIOGRAFIA 1. Perycz S., Turbiny parowe i gazowe, Wyd. PAN, Seria Maszyny Przepływowe, tom 10, Zakład Narodowy im. Ossolińskich, Wrocław – Warszawa – Kraków 1992. 2. Budyka I., Bułanin W., Kantos S., Rodin K., Atlas konstrukcji parowych i gazowych turbin, Gazenergoizdat, Moskwa (w jęz. rosyjskim) 1959. 3. Dejcz M.E., Filippov G.A., Lazarev L.Ja., Atlas proﬁli palisad turbin osiowych, Maszinostrojenie, Moskwa (w jęz. rosyjskim) 1965. 4. Puzyrewski R., Palisada kierownicza do regulacji natężenia przepływu w turbinie cieplnej, Urząd Patentowy PRL, nr 96981, 1978. 5. Lampart P., Puzyrewski R., On the importance of adaptive control in extraction/condensing turbines, ASME Pap. GT2006–91160, 2006. 6. Distributed Energy Peer Review, Darlington, USA, December 2005. 7. Polimeros G., Energy Cogeneration Handbook, Industrial Press Inc., 2002. 8. http://www.turboden.it/en/. 9. Mikielewicz J., Bykuć S., Mikielewicz D., Application of renewable energy sources to drive ORC mikro CHP, w: Heat transfer and Renewable Sources of Energy, red.: Mikielewicz J., Nowak W., Stachel A.A., 2006.

rg nergetica.o e a t c .a w w w

Roman Korab / Politechnika Śląska

Autorzy / Biograﬁe

Roman Korab Gliwice / Polska Roman Korab (ur. 1973) jest absolwentem Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej. Stopień doktora nauk technicznych uzyskał za rozprawę pt. „Modele efektywnych taryf przesyłowych w sieciach elektroenergetycznych” (2003). Od roku 1998 jest związany z Instytutem Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej. Jego zainteresowania badawcze skupiają się głównie wokół tematyki operatorstwa przesyłowego na rynku energii elektrycznej. Jest autorem lub współautorem ponad 50 publikacji. Należy do stowarzyszenia inżynierów IEEE.

Ceny (i stawki) węzłowe – harmonizacja rozwiązań rynkowych z nowymi trendami rozwojowymi

CENY (I STAWKI) WĘZŁOWE – HARMONIZACJA ROZWIĄZAŃ RYNKOWYCH Z NOWYMI TRENDAMI ROZWOJOWYMI dr inż. Roman Korab / Politechnika Śląska

WPROWADZENIE Aktualna architektura krajowego rynku energii elektrycznej oparta jest na koncepcji „miedzianej płyty”, zgodnie z którą handel energią jest realizowany bez uwzględnienia praw elektrotechniki rządzących rozpływem mocy w sieci elektroenergetycznej i z pominięciem ograniczeń technicznych związanych z dostawą energii od wytwórcy do odbiorcy. W modelu „miedzianej płyty” cena rozliczeniowa jest jednakowa dla wszystkich uczestników rynku (jednakowa we wszystkich lokalizacjach w systemie), a jej wartość w danej godzinie zależy wyłącznie od ceny ofertowej zamykającego stos generacji wytwórcy krańcowego. Cena ta nie uwzględnia kosztów związanych ze stratami przesyłowymi i ograniczeniami sieciowymi. Koszty te są przenoszone na uczestników rynku (zwykle tylko na odbiorców) za pośrednictwem opłaty przesyłowej i najczęściej są one uśredniane w ramach danej grupy odbiorców (stosowana jest tzw. metoda „znaczka pocztowego”). Analizy teoretyczne oraz doświadczenia praktyczne innych krajów wskazują, że właściwszym modelem rynku energii elektrycznej, m.in. z punktu widzenia szeroko rozumianego bezpieczeństwa dostaw, jest model oparty na koncepcji krótkookresowych cen węzłowych LMP (Locational Marginal Prices). Ceny węzłowe LMP są zróżnicowane w zależności od lokalizacji danego uczestnika rynku w systemie elektroenergetycznym i obejmują składnik związany z kosztem zakupu energii na potrzeby bilansowania zapotrzebowania, składnik związany ze stratami przesyłowymi oraz składnik związany z ograniczeniami sieciowymi. W modelu opartym na koncepcji cen węzłowych przy zawieraniu transakcji handlowych uczestnicy rynku biorą pod uwagę prawa elektrotechniki rządzące rozpływem mocy oraz ograniczenia techniczne związane z dostawą energii od wytwórcy do odbiorcy. W efekcie bieżące (operacyjne) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu jest wyższe niż w modelu „miedzianej płyty” [1]. Ponadto krótkookresowe ceny węzłowe (oraz wynikające z nich stawki węzłowe opłaty przesyłowej przenoszące koszty strat i ograniczeń sieciowych) generują odpowiednie bodźce ekonomiczne, mogące wpływać zarówno na decyzje dotyczące lokalizacji nowych elektrowni, jak i na kierunek (technologiczny) rozwoju systemu, a więc decyzje, których konsekwencje ujawniają się w długim okresie. Tym aspektom jest poświęcona dalsza część artykułu.

KRÓTKOOKRESOWA CENA WĘZŁOWA – DEFINICJA I INTERPRETACJA FIZYKALNA Zgodnie z deﬁnicją zaproponowaną przez twórców teorii cen węzłowych [2, 3], cena węzłowa jest równa minimalnej zmianie kosztu bilansowania zapotrzebowania w systemie elektroenergetycznym, spowodowanej zmianą mocy odbieranej w danym węźle sieci, co można zapisać za pomocą zależności:

Streszczenie Funkcjonujący w Polsce model rynku energii elektrycznej oparty jest na koncepcji „miedzianej płyty”, u podstaw której leży założenie, że handel energią może odbywać się w oderwaniu od praw elektrotechniki, rządzących rozpływem mocy w sieci, oraz bez uwzględnienia ograniczeń technicznych związanych z jej dostawą do odbiorcy. Takie rozwiązanie pociąga za sobą nieefektywność działania rynku, zarówno bieżącego, jak i inwestycyjnego. Rozwiązaniem alternatywnym, eliminującym wskazane ułomności modelu „miedzianej płyty”, jest mechanizm rynkowy oparty na koncepcji krótkookresowych cen węzłowych, będących elementem integrującym prawa elektrotechniki

i ekonomii. Istotą tego rozwiązania jest zróżnicowanie cen w poszczególnych lokalizacjach w systemie, dzięki czemu uczestnicy rynku otrzymują właściwe sygnały ekonomiczne, dotyczące m.in. pożądanych lokalizacji nowych mocy wytwórczych oraz szacunkowych poziomów tych mocy, wymaganych ze względu na zbilansowanie lokalnego zapotrzebowania. W artykule przedstawiono wyniki symulacji wykonanych na modelach krajowego systemu elektroenergetycznego, ilustrujące wymienione właściwości modelu cen węzłowych. Przedstawiono wyniki analiz uwzględniających rozwój energetyki atomowej oraz energetyki rozproszonej.

dr inż. Roman Korab / Politechnika Śląska

(1) przy czym PLi oznacza moc czynną odbieraną w węźle i, natomiast K(PGi) jest kosztem bilansowania zapotrzebowania, równym sumie iloczynów ilości mocy wykorzystanych do bilansowania zapotrzebowania i odpowiednich cen ofertowych wytwórców. Z powyższej deﬁnicji wynika, że cena węzłowa LMP odzwierciedla koszt dostarczenia dodatkowej jednostki energii do danego węzła sieci. Uproszczony sposób jej wyznaczania, pozwalający na łatwą interpretację ﬁzykalną ceny węzłowej, można prześledzić na następującym przykładzie. W pokazanym na rys. 1 systemie pracuje trzech wytwórców oferujących energię w różnych cenach cGi. Wytwórcy ci połączeni są między sobą i z odbiorcami za pomocą sieci pracującej w układzie zamkniętym. Operator systemu bilansuje zapotrzebowanie, dokonując odpowiedniego rozdziału obciążeń między wytwórców z uwzględnieniem strat przesyłowych i ograniczeń sieciowych. Generacja poszczególnych wytwórców PGi jest określana w taki sposób, aby koszt bilansowania zapotrzebowania był minimalny. Dla stanu systemu elektroenergetycznego przedstawionego na rys. 1a koszt ten jest równy K1. c G1 PG1

c G3

c G2 PG2

PG3

PL1

PL2

PG1 +�PG1

c G2 PG2 +�PG2

c G3 PG3 +�PG3

K2 = cG1(PG1 +�PG1) + cG2(PG2 +�PG2) + cG3(PG3 +�PG3)

K1 = cG1PG1 + cG2PG2 + cG3PG3

c G1

PL3

PL1 +�PL1

LMP1 = (K2 - K1)/�PL 1

PL2

PL3

Rys. 1. Uproszczony sposób wyznaczania ceny węzłowej LMP: a) stan bazowy, b) stan po zwiększeniu zapotrzebowania w węźle L1

W celu wyznaczenia wartości ceny węzłowej LMP w węźle L1 należy zwiększyć zapotrzebowanie PL1 o pewną niewielką wartość ∆PL1. Wzrost zapotrzebowania powoduje konieczność zmiany rozdziału generacji o ∆PGi, a w efekcie zmianę kosztu bilansowania. Dla stanu systemu po wzroście zapotrzebowania koszt ten wynosi K2 (rys. 1b). Różnica kosztów bilansowania zapotrzebowania dla obu stanów systemu (przed i po zwiększeniu zapotrzebowania w węźle L1), podzielona przez wzrost zapotrzebowania w tym węźle (tj. przez ∆PL1), jest równa cenie węzłowej LMP w węźle L1, przy czym jeżeli ∆PL1 = 1 MW, to różnica kosztów K2 i K1 jest równa wprost cenie węzłowej LMP1. W analogiczny sposób można wyznaczyć wartości cen LMP w pozostałych węzłach. Dokonując dekompozycji ceny węzłowej, można wykazać [4÷7], że zawiera ona wiele składników o prostej interpretacji ﬁzykalnej. Są to: • koszt węzłowy energii elektrycznej w węźle odniesienia • koszt strat sieciowych • koszt ograniczeń gałęziowych (związany z dopuszczalną obciążalnością linii i transformatorów) • koszt ograniczeń napięciowych (związany z dopuszczalnymi poziomami napięć). W formie analitycznej składniki te mają postać: (2) przy czym LMPb oznacza cenę węzłową w węźle odniesienia, Pstr – straty mocy czynnej w sieci, Sij – przepływ mocy pozornej w gałęzi łączącej węzły i oraz j, Uj – moduł napięcia w węźle j, µ – mnożnik Lagrange’a związany z odpowiednim ograniczeniem nierównościowym, natomiast n jest liczbą węzłów w analizowanej sieci. Krótkookresowe ceny węzłowe powinny być wyznaczane w optymalnym stanie pracy systemu elektroenergetycznego, który ogólnie jest rozumiany jako stan, w którym koszty bilansowania zapotrzebowania osiągają wartość minimalną przy spełnieniu ograniczeń technicznych związanych z wytwarzaniem i dostawą energii do odbiorców. Do wyznaczania wartości cen węzłowych stosuje się zadanie optymalizacji rozpływu mocy OPF (Optimal Power Flow) [8].

Ceny (i stawki) węzłowe – harmonizacja rozwiązań rynkowych z nowymi trendami rozwojowymi

CENY WĘZŁOWE W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM (KSE) Wykorzystując zadanie OPF oraz modele krajowej sieci 400/220/110 kV odwzorowujące zimowy i letni szczyt oraz dolinę zapotrzebowania, wyznaczono średnioroczne wartości cen węzłowych w normalnych stanach pracy polskiego systemu elektroenergetycznego1. Otrzymane wyniki ilustruje rys. 2, na którym oznaczono wartość średnią ceny LMP w danym obszarze KSE (słupek) oraz wartości minimalne i maksymalne tych cen.

Rys. 2. Roczne średnioważone ceny węzłowe LMP (zł/MWh) na poszczególnych obszarach oraz poziomach napięciowych sieci 400/220/110 kV KSE

Dokonując analizy uzyskanych wyników, można stwierdzić, że w całej sieci 400/220/110 kV KSE maksymalna wartość ceny węzłowej wynosi 162,54 zł/MWh, a wartość minimalna 130,70 zł/MWh (średnio w KSE jest to 139,54 zł/MWh). Najwyższe wartości cen węzłowych (niezależnie od poziomu napięcia) występują na obszarze działania ODM Bydgoszcz, natomiast najniższe w ODM Katowice. Obserwuje się także różną zmienność cen węzłowych w węzłach leżących wewnątrz poszczególnych obszarów. Głównymi przyczynami zróżnicowania cen LMP na danym obszarze są bilans mocy oraz gęstość sieci w tej części systemu. Znajduje to dobre odzwierciedlenie w wynikach uzyskanych w ODM Katowice (równowaga wytwarzania i odbioru oraz duża gęstość sieci powodują niewielkie zróżnicowanie cen LMP we wszystkich poziomach napięciowych) oraz na obszarach ODM Bydgoszcz i ODM Warszawa (większe zróżnicowanie cen węzłowych jest wynikiem ujemnego bilansu mocy w obszarze – przewaga odbioru nad wytwarzaniem – oraz stosunkowo słabym rozwojem sieci w tych rejonach kraju). Postępujące zróżnicowanie cen węzłowych może być zatem symptomem pogarszającego się poziomu bezpieczeństwa dostaw w danej części systemu. 1

W obliczeniach przyjęto, że średnia cena energii oferowanej przez jednostki wytwórcze centralnie dysponowane jest równa 137, 40 zł/MWh (cena maksymalna = 163,16 zł/MWh, cena minimalna = 107,03 zł/MWh).

Roman Korab / Politechnika Śląska

Z wykonanych analiz wynika, iż w normalnych stanach pracy KSE zróżnicowanie cen węzłowych w poszczególnych węzłach sieci 400/220/110 kV jest na umiarkowanym poziomie, odpowiadającym przyjętemu poziomowi zróżnicowania cen ofertowych wytwórców. W KSE mogą jednak zaistnieć sytuacje, w których różnice w cenach LMP między poszczególnymi obszarami (a nawet węzłami sieci) osiągną bardzo duże wartości. Taka przykładowa sytuacja, jak na razie hipotetyczna, została zilustrowana na rys. 3, który prezentuje wyniki otrzymane dla modelu KSE, w którym uwzględniono planowane połączenie z systemem litewskim (zamodelowano eksport energii z KSE w wysokości 1500 MW). W układzie założono rozbudowę krajowej sieci przesyłowej (nowe linie 400 kV zaznaczono linią przerywaną), jednak pomimo tej rozbudowy, przy eksporcie 1500 MW do systemu litewskiego, nie było możliwe dotrzymanie wszystkich ograniczeń sieciowych (głównie w sieci 110 kV). W związku z tym w obliczeniach dla tego przykładu ograniczenia sieciowe zostały pominięte, w efekcie czego zróżnicowanie cen węzłowych między poszczególnymi węzłami wynika wyłącznie ze strat mocy.

Rys. 3. Ceny węzłowe LMP (zł/MWh) na poszczególnych obszarach oraz poziomach napięciowych sieci 400/220/110 kV KSE przy eksporcie 1500 MW do systemu litewskiego

Przy eksporcie energii z KSE do systemu litewskiego obserwuje się znaczący wzrost wartości cen węzłowych w północno-wschodnich regionach kraju w stosunku do sytuacji, w której ten eksport nie występuje. Spowodowane jest to tym, że eksportowana energia musi zostać przesłana z daleko położonych źródeł, co skutkuje bardzo silnym wzrostem strat mocy w sieci 400/220/110 kV KSE (straty wynoszą 857 MW, przy 617 MW dla analogicznego układu, w którym eksport nie występuje). Jedną z możliwości zmniejszenia strat mocy jest budowa nowych ciągów liniowych, przy czym należy zaznaczyć, że aktualnie jest to sposób mało realny (ze względu na trudności formalnoprawne związane z budową nowych linii, w szczególności w obszarach cennych przyrodniczo). Drugą, bardziej realną możliwością, jest budowa źródeł generacji rozproszonej. W analizach założono budowę

Ceny (i stawki) węzłowe – harmonizacja rozwiązań rynkowych z nowymi trendami rozwojowymi

sześciu źródeł kogeneracyjnych o mocy elektrycznej 10 MW (lokalizacje: Augustów, Ełk, Grajewo, Olecko, Suwałki, Szczytno) oraz jednego gazowego źródła szczytowego o mocy 50 MW (lokalizacja w pobliżu elektrowni Ostrołęka). Wartości cen węzłowych po wprowadzeniu do pracy źródeł generacji rozproszonej przedstawiono na rys. 4.

Rys. 4. Ceny węzłowe LMP (zł/MWh) na poszczególnych obszarach oraz poziomach napięciowych sieci 400/220/110 kV KSE przy eksporcie 1500 MW do systemu litewskiego (układ ze źródłami generacji rozproszonej)

Wykonane analizy wskazują, że wprowadzenie do pracy źródeł generacji rozproszonej spowodowało znaczące zmniejszenie wartości cen węzłowych na obszarze północno-wschodniej Polski. Wynika to przede wszystkim z faktu, że praca tych źródeł przyczyniła się do widocznego (ok. 5%) zmniejszenia strat mocy czynnej w sieci 400/220/110 kV KSE. Zaprezentowany przykład wyraźnie pokazuje, w jaki sposób ceny węzłowe LMP wskazują miejsca lokalizacji nowych źródeł (lub ogólnie lokalizacji nowych inwestycji w systemie elektroenergetycznym). Wysokie wartości tych cen na danym obszarze wskazują na niedobór zdolności wytwórczych w tym rejonie (przewagę zapotrzebowania nad odbiorem), a więc na pogarszanie się bezpieczeństwa dostaw energii odbiorcom końcowym. W przypadku modelu „miedzianej płyty” ceny zostają uśrednione na obszarze całej Polski, w efekcie czego informacja o potencjalnym zagrożeniu bezpieczeństwa dostaw w pewnych częściach kraju zostaje zatracona.

STAWKI WĘZŁOWE PRZENOSZĄCE KOSZT STRAT I OGRANICZEŃ SIECIOWYCH Krótkookresowe ceny węzłowe LMP mogą stanowić podstawę do określania stawek opłaty przesyłowej, przenoszących koszty związane ze stratami mocy oraz ograniczeniami sieciowymi, tzw. stawek opłaty rynkowej

Roman Korab / Politechnika Śląska

[1]. Pierwszym rodzajem stawek opłaty rynkowej są stawki tupu punkt-punkt, mające zastosowanie w kontraktach dwustronnych, z jednoznacznie określonym węzłem wytwórczym i odbiorczym. Wartość stawki opłaty rynkowej punkt-punkt jest równa różnicy ceny węzłowej w węźle odbiorczym i ceny w węźle wytwórczym, między którymi został zawarty kontrakt dwustronny [3]. Właściwości energii elektrycznej jako towaru powodują, że w zakupie energii, np. na giełdzie lub w przedsiębiorstwie obrotu, nie można jednoznacznie wskazać węzła, w którym została ona wyprodukowana. Nie można więc kupowanej w ten sposób energii obciążyć opłatą rynkową typu punkt-punkt. Rozwiązanie tego problemu jest możliwe przy wykorzystaniu stawek węzłowych, określonych z wykorzystaniem koncepcji węzła wirtualnego [6]. Przy założeniu, że sumarycznie wytwórcy i odbiorcy ponoszą opłatę przesyłową w jednakowej proporcji (pokrywają koszty przesyłu po połowie), stawki opłat węzłowych dla wytwórcy i odbiorcy wyznacza się z zależności: (3) (4) przy czym LMPśr oznacza cenę w węźle wirtualnym, określoną wzorem:

(5)

STAWKI WĘZŁOWE W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM Stawki węzłowe opłaty rynkowej, podobnie jak same ceny węzłowe, jednoznacznie wskazują pożądane, ze względów na poprawę warunków pracy sieci elektroenergetycznej, miejsca lokalizacji nowych jednostek wytwórczych (wysokie ceny węzłowe prowadzą do niskich stawek opłaty dla wytwórców). Najkorzystniejszymi lokalizacjami są węzły, gdzie stawki opłaty przyjmują wartości ujemne, co oznacza, że w modelu rynku, w którym również wytwórcy uczestniczą w pokrywaniu kosztów przesyłu, wytwórca przyłączony do takiego węzła nie tylko nie musi pokrywać części kosztów związanych z przesyłem energii, ale jeszcze otrzymuje dopłatę od operatora. Dopłata ta wynika z tego, że generacja mocy w węźle z ujemną stawką opłaty wpływa korzystnie na funkcjonowanie całego systemu, poprzez zmniejszenie kosztów związanych ze stratami i ograniczeniami sieciowymi. Aktualnie obszarem KSE o najniższych stawkach węzłowych jest północna część Polski. Poniżej przedstawiono wartości stawek węzłowych w wybranych węzłach wytwórczych, w krajowej sieci 400 i 220 kV, dla dwóch wariantów rozwoju KSE: przy założeniu budowy elektrowni atomowej oraz analogicznego, pod względem mocy zainstalowanej, rozwoju generacji rozproszonej. W analizach wykorzystano model krajowego systemu elektroenergetycznego 400/220/110 kV uwzględniający planowany rozwój sieci 400 i 220 kV (według planów z połowy roku 2008). Rozwój ten dotyczył przede wszystkim poprawy zasilana aglomeracji warszawskiej, wrocławskiej i poznańskiej, wzmocnienia sieci przesyłowej w północnej Polsce, a także poprawy zdolności przesyłowych KSE na przekroju północ – południe. Zapotrzebowanie na moc czynną było równe 29,3 GW. W wariancie z elektrownią atomową uwzględniono dwie najbardziej prawdopodobne lokalizacje tego typu źródła, tj. miejscowości Żarnowiec oraz Klempicz [9]. Na rys. 5 i 6 przedstawiono wartości stawek węzłowych w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i z elektrownią atomową Żarnowiec i Klempicz (rozpatrzono dwa poziomy mocy elektrowni: 1600 i 3200 MW).

Ceny (i stawki) węzłowe – harmonizacja rozwiązań rynkowych z nowymi trendami rozwojowymi

Rys. 5. Stawki węzłowe opłaty rynkowej w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i z elektrownią atomową Żarnowiec

W układzie bez elektrowni atomowej stawki węzłowe opłaty rynkowej dla wytwórców przyjmują wartości ujemne w dwóch (spośród wybranych) węzłach: Żarnowiec i Ostrołęka. Jest to jednoznaczny sygnał wskazujący na deﬁcyt zdolności wytwórczych w tych obszarach. W pozostałych węzłach stawki opłaty są dodatnie, przy czym osiągają one najwyższe wartości w węzłach, do których przyłączone są elektrownie: Bełchatów, Turów oraz elektrownie śląskie. Przyłączenie elektrowni atomowej o mocy 1600 MW do węzła Żarnowiec zmienia rozpływ mocy w sieci, prowadząc m.in. do obniżenia strat oraz złagodzenia siły oddziaływania i liczby aktywnych ograniczeń sieciowych, efektem czego jest zmiana cen węzłowych i w konsekwencji stawek węzłowych opłaty rynkowej. Z punktu widzenia większości krajowych wytwórców systemowych zmiana stawek węzłowych, wynikająca z przyłączenia elektrowni atomowej do węzła Żarnowiec, jest korzystna, ponieważ stawki opłaty obciążającej produkowaną przez nich energię ulegają zmniejszeniu. Z kolei rozpatrując sytuację węzła Żarnowiec, można stwierdzić, że przyłączenie elektrowni o mocy 1600 MW do tego węzła jest niekorzystne z punktu widzenia wytwórców tam zlokalizowanych, bowiem stawka opłaty przez nich ponoszonej zauważalnie wzrasta. Świadczy to o tym, że ze względu na zbilansowanie lokalnego zapotrzebowania taka wartość mocy jest zbyt duża. Zaobserwowane efekty pogłębiają się przy zwiększeniu mocy elektrowni atomowej przyłączonej do węzła Żarnowiec do poziomu 3200 MW.

Roman Korab / Politechnika Śląska

Rys. 6. Stawki węzłowe opłaty rynkowej w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i z elektrownią atomową Klempicz

Omówione wyniki analiz wykonanych przy założeniu lokalizacji elektrowni atomowej w węźle Żarnowiec wskazują, że rozwój mocy wytwórczych w Polsce północnej będzie korzystnie wpływał na warunki pracy całego KSE. Z kolei w przypadku lokalizacji elektrowni atomowej w Klempiczu efekty nie są już tak jednoznaczne, bowiem lokalizacja ta znajduje się w niedalekiej odległości od kilku istniejących elektrowni systemowych. W efekcie w niektórych węzłach następuje wzrost stawek węzłowych. Dotyczy to np. węzłów, do których przyłączone są elektrownie kondensacyjne Bełchatów, Pątnów i Dolna Odra oraz elektrownia wodna Żarnowiec. Wysokie wartości stawek węzłowych w samym węźle Klempicz świadczą z kolei o nadmiernej koncentracji mocy wytwórczych w tym regionie. Przy podejmowaniu ewentualnej decyzji o lokalizacji elektrowni atomowej w KSE aspekty te powinny zostać uwzględnione. Alternatywnym, w stosunku do budowy elektrowni atomowej, wariantem rozwoju podsektora wytwórczego w KSE może być rozwój energetyki rozproszonej. W celu dokonania oceny efektów, jakie uzyskuje się w wyniku wprowadzenia do pracy źródeł rozproszonych, przeanalizowano wiele stanów pracy KSE, dla których założono rozwój generacji rozproszonej o łącznej mocy 3200 MW (moc odpowiadająca jednemu z wariantów rozpatrzonych przy analizie wpływu elektrowni atomowej), przy czym założono dodatkowo, że połowa tej mocy będzie zainstalowana w źródłach wiatrowych, a pozostała część w źródłach rozproszonych, wykorzystujących inne technologie wytwarzania, np. w źródłach opartych na spalaniu biogazu. W wykonanych analizach źródła rozproszone były przyłączane losowo do istniejących węzłów sieci zamkniętej KSE – źródła wiatrowe na obszarze Polski północnej, natomiast pozostałe źródła generacji rozproszonej na obszarze całego kraju. Również moc tych źródeł podlegała losowaniom (wylosowana moc farm wiatrowych mieściła się w przedziale od 20 do 40 MW, natomiast moc pozostałych źródeł od 1 do 5 MW). Wykonano 50 losowań. Dla każdego stanu pracy KSE wyznaczono wartości cen i stawek węzłowych. Na rys. 7 przedstawiono wyniki obliczeń stawek węzłowych (wartości średnie z 50 losowych stanów pracy KSE) w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV.

Ceny (i stawki) węzłowe – harmonizacja rozwiązań rynkowych z nowymi trendami rozwojowymi

Analizując uzyskane wyniki, można stwierdzić, że rozwój energetyki rozproszonej w KSE będzie prowadził do wyraźnego zmniejszenia stawek węzłowych w węzłach wytwórczych 400 i 220 kV (wyjątkiem jest elektrownia Ostrołęka, w której obserwuje się wzrost stawki węzłowej, jednak jej wartość cały czas pozostaje ujemna). Wynika to głównie z przenoszenia wytwarzania bliżej odbioru, w efekcie czego zmniejszają się straty przesyłowe oraz zostają złagodzone ograniczenia sieciowe. Z kolei porównując wartości stawek węzłowych dla stanów pracy KSE z założonym rozwojem energetyki rozproszonej (rys. 7) z odpowiednimi stanami pracy z zamodelowaną elektrownią atomową (rys. 5 i 6), można zaobserwować, że dla lokalizacji elektrowni atomowej w Żarnowcu rezultaty w większości węzłów wytwórczych są podobne, z tą różnicą, że przy rozwoju generacji rozproszonej nie występuje negatywny efekt w postaci wzrostu stawki węzłowej w węźle Żarnowiec. Natomiast lokalizacja elektrowni atomowej w Klempiczu daje zdecydowanie gorsze rezultaty niż wynikające z rozwoju źródeł rozproszonych.

Rys. 7. Stawki węzłowe opłaty rynkowej w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i ze źródłami generacji rozproszonej o łącznej mocy 3200 MW

PODSUMOWANIE W warunkach rynkowych funkcjonowania sektora elektroenergetycznego to rynek powinien kreować odpowiednie sygnały ekonomiczne wspomagające kształtowanie polityki inwestycyjnej. Sygnałem takim może być np. cena energii – wyższa w obszarze, w którym występuje deﬁcyt mocy wytwórczych. Zróżnicowanie cen w zależności od usytuowania poszczególnych wytwórców i odbiorców w systemie jest właśnie istotą modelu rynku opartego na koncepcji cen węzłowych LMP. Wskazanej cechy nie ma natomiast aktualnie funkcjonujący w Polsce model „miedzianej płyty”, charakteryzujący się jednakową ceną energii w każdym węźle systemu. Brak zróżnicowania lokalizacyjnego cen w modelu

Roman Korab / Politechnika Śląska

„miedzianej płyty” jest kolejnym czynnikiem zniechęcającym potencjalnych inwestorów do inwestowania w tych obszarach kraju, które już obecnie są zapóźnione pod względem rozwoju infrastruktury zapewniającej bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Efektem tego może być dalsze pogłębianie się różnic między poszczególnymi regionami Polski oraz wzrost ryzyka utraty bezpieczeństwa dostaw na niektórych obszarach kraju. Sygnały ekonomiczne generowane przez mechanizm rynkowy oparty na modelu cen węzłowych, oprócz jednoznacznego wskazywania obszarów preferowanych do lokalizacji nowych mocy wytwórczych, mogą być również pomocne do oszacowania ilości tych mocy wymaganych w poszczególnych lokalizacjach ze względu na zbilansowanie występującego tam zapotrzebowania. Przedstawione wyniki analiz wskazują, że nadmierna koncentracja mocy wytwórczych w pojedynczym węźle prowadzi do pogorszenia sytuacji przyłączonych do niego wytwórców. W przypadku instalowania większej liczby mniejszych źródeł ten negatywny efekt nie występuje. Model cen węzłowych jest zatem spójny z nowymi trendami rozwojowymi w sektorze elektroenergetycznym, których istotą jest szerokie wykorzystanie źródeł generacji rozproszonej. Przedstawione wyniki badań zostały uzyskane w ramach Projektu Badawczego Zamawianego „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju” (PBZ-MEiN-1/2/2006), realizowanego przez konsorcjum politechnik: Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej.

BIBLIOGRAFIA 1. Popczyk J., Żmuda K., Kocot H., Korab R., Siwy E., Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2009. 2. Caramanis M.A., Bohn R.E., Schweppe F.A., Optimal Spot Pricing: Practice and Theory. IEEE Trans. on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-101, nr 9, September 1982. 3. Schweppe F.Z., Caramanis M.Z., Tabors R.D., Bohn R.E., Spot Pricing of Electricity, Kluwer Academic Publishers, Boston/Dordrecht/London, 1988. 4. Rivier M., Perez-Arriaga I., Computation and decomposition of spot prices for transmission pricing. 11th PSC Conference, Avignon, France, August 1993. 5. Xie K., Song Y.H., Stonhan J., Yu E., Liu G., Decomposition model and interior point methods for optimal spot pricing of electricity in deregulation environments. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 15, nr 1, February 2000. 6. Kocot H., Planowanie rozwoju sieci przesyłowej i 110 kV w warunkach rynku energii elektrycznej, rozprawa doktorska, Gliwice 2000. 7. Korab R., Modele efektywnych taryf przesyłowych w sieciach elektroenergetycznych, rozprawa doktorska, Gliwice 2003. 8. Wood A.J., Wollenberg B.F., Power Generation, Operation and Control, J. Wiley & Sons Inc., New York 1996. 9. Kasprzyk S., Program polskiej energetyki jądrowej – najkorzystniejsze lokalizacje, moce w tych lokalizacjach, rozwój i modernizacja sieci NN i rozdzielni NN, Przegląd Elektrotechniczny, nr 9, 2009.

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Autorzy / Biograﬁe

Aleksander Kot Kraków / Polska

Jerzy Kulczycki Kraków / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH, uzyskując dyplom mgr. inż. (1997). Stopień naukowy doktora uzyskał na tym samym wydziale (2005). Obecnie zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego zawodowe zainteresowania lokują się w obszarach: analizy i estymacji stanu pracy sieci rozdzielczych, zagadnień optymalizacji na potrzeby projektowania i eksploatacji, metod sztucznej inteligencji, prognozowania i planowania rozwoju sieci, systemów informatycznych w elektroenergetyce oraz rynku energii.

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

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

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

MOŻLIWOŚCI REDUKCJI STRAT W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA POPRZEZ OPTYMALNĄ LOKALIZACJĘ ROZCIĘĆ dr inż. Aleksander Kot / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie prof. dr hab. inż. Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie dr inż. Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

1. ZŁOŻONOŚĆ SIECI I STRUKTURA ODBIORCÓW Elektroenergetyczne sieci dystrybucyjne spełniają bardzo istotną rolę w systemie elektroenergetycznym – rozdzielają energię i dostarczają ją do odbiorców końcowych. W związku z pełnioną funkcją charakteryzują się bardzo dużą złożonością, a ich zasięg obejmuje praktycznie cały obszar kraju. Do sieci tych zaliczamy sieci 110 kV, umożliwiające dosył energii ze stacji węzłowych i wstępny jej rozdział, oraz sieci SN i nn, na których spoczywa główny ciężar rozprowadzenia energii do wielkiej liczby odbiorców. W tabeli 1 zestawiono na podstawie [1] długości sieci dystrybucyjnej w podziale na poszczególne poziomy napięcia. Poza wymienionymi liczbami należy jeszcze brać pod uwagę niezaliczone tu do sieci nn przyłącza o całkowitej długości ok. 145 tys. km. Tab. 1. Długość linii elektroenergetycznych wg danych za 2007 rok [1] Poziom napięcia

Długość [km]

Sieć 110 kV

32 600

Sieć średniego napięcia

299 700

Sieć niskiego napięcia

417 000

W tabeli 2 pokazano liczbę odbiorców energii elektrycznej w Polsce w podziale na poszczególne poziomy napięcia oraz ilości energii dostarczanej tym odbiorcom. Zwraca uwagę olbrzymia dysproporcja liczba małych i dużych odbiorców przy łącznej ich liczbie przekraczającej 16 mln. Tab. 2. Liczba odbiorców i ilość energii w podziale na poziom napięcia zasilania wg danych za 2007 rok [1] Poziom napięcia

Liczba odbiorców

Energia

[szt.]

[%]

[GWh]

[%]

Odbiorcy na WN

287

0,0

27 064

Odbiorcy na SN

28 988

0,2

39 881

Odbiorcy na nn

16 005 000

99,8

50 705

RAZEM

16 034 275

100,0

117 650

100

Na rys. 1 i 2 pokazano odpowiednio: udział odbiorców na poszczególnych poziomach napięcia w ogólnej liczbie odbiorców energii oraz podział dostarczanej energii pomiędzy odbiorców przyłączonych na różnych napięciach.

Streszczenie W niniejszym artykule przeanalizowano możliwości zmniejszania strat mocy i energii w sieciach rozdzielczych SN przy użyciu najpopularniejszej metody bezinwestycyjnej, którą jest optymalna konﬁguracja sieci, zwana także optymalizacją rozcięć. Na wstępie scharakteryzowano sieci rozdzielcze, strukturę odbiorców energii elektrycznej oraz sklasyﬁkowano straty występujące w sieciach dystrybucyjnych. W dalszej kolejności przeanalizowano straty w rzeczywistych, rozległych sieciach

SN. Następnie przedstawiono problem optymalizacji rozcięć w sieci, dokonano przeglądu metod optymalizacji rozcięć oraz niektórych krajowych narzędzi umożliwiających wykonywanie takich obliczeń. Ponadto porównano wyniki działania omawianych narzędzi na przykładzie rzeczywistej, rozległej sieci SN. Artykuł zamknięto spostrzeżeniami dotyczącymi praktycznych aspektów obliczeń optymalizacji rozcięć w dużych sieciach, ze szczególnym uwzględnieniem różnorodnych ograniczeń lokalizacji punktów rozcięć.

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Z rysunków tych wynika, iż proporcje ilości pobieranej energii przez poszczególne grupy odbiorców są zupełnie inne niż ich rozkład ilościowy, tzn. bardzo niewielka liczba wielkich i dużych odbiorców napięcia 110 kV i SN konsumuje znaczną ilość energii w porównaniu ze zużyciem energii ogromnej liczby odbiorców niskiego napięcia.

Rys. 1. Udział odbiorców na poszczególnych poziomach napięcia w ogólnej liczbie odbiorców energii elektrycznej

Rys. 2. Energia dostarczona do odbiorców końcowych na poszczególnych poziomach napięcia

2. ALOKACJA STRAT W SYSTEMIE DYSTRYBUCYJNYM Przepływowi energii przez sieci elektroenergetyczne nieodłącznie towarzyszą straty. Są one związane z przepływem prądu przez poszczególne jej elementy. W tabeli 3 na podstawie [2] zestawiono podział ogółu strat technicznych w sieci dystrybucyjnej na poszczególne ich rodzaje oraz elementy sieci. Przytoczone zestawienie pozwala na orientację w obszarach alokacji strat w systemie dystrybucyjnym. Tab. 3. Przeciętne straty techniczne w elementach sieci rozdzielczych w [%] ich udziału w stratach technicznych całkowitych [2] Udział w stratach całkowitych [%] 36 22 16 9 5 4 92 2,8 1,6 1,3 0,9 0,6 0,5 0,3 0,1 <0,1 <0,1

Lp.

Rodzaj strat

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16.

Obciążeniowe w sieci 110 kV Obciążeniowe w sieci SN Obciążeniowe w sieci nn Jałowe w transformatorach SN/nn Obciążeniowe w transformatorach SN/nn Jałowe w transformatorach 110/SN Razem 1÷6 W licznikach nn Obciążeniowe w transformatorach 110/SN W.l.z. nn Upływnościowe w sieci SN Upływnościowe w sieci 110 kV W kondensatorach 110 kV Jałowe w transformatorach SN/SN W kondensatorach SN W kondensatorach nn Obciążeniowe w transformatorach SN/SN

17.

Upływnościowe w sieci nn

<0,1

Razem 7÷17 RAZEM 1÷17

8 100,0

Pierwszych 6 pozycji tabeli obejmuje 92% technicznych strat energii, podczas gdy pozostałe 11 pozycji dotyczy 8% strat. Na pierwszych trzech pozycjach występują obciążeniowe straty w sieci 110 kV, SN i nn. Taką kolejność można tłumaczyć ilością energii przepływającej przez sieci poszczególnych poziomów napięcia. Transformacja na niższy poziom napięcia dotyczy coraz mniejszej ilości energii, ze względu na istniejące zapotrzebowanie odbiorców danego poziomu napięcia (tab. 2 i rys. 2).

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

3. STRATY MOCY W ROZLEGŁYCH SIECIACH SN Poniżej zaprezentowano niektóre wyniki analiz wykonanych na dużych sieciach rozdzielczych SN. Obiektem były sieci ośmiu rejonów energetycznych, położonych w południowej części Polski. W tabeli 4 zestawiono parametry analizowanych sieci, ich obciążenie szczytowe oraz obciążeniowe straty mocy w liniach SN. Obliczeń strat dokonano, posługując się programami do obliczeń rozpływu mocy z wykorzystaniem dokładnych modeli sieci oraz estymacji obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych SN/nn. Rejony A – D posiadają sieci pracujące na napięciu 20 kV, które jest mniej powszechne w polskich warunkach. Straty mocy przy obciążeniu szczytowym w badanych sieciach kształtują się na poziomie poniżej 1%. Bardziej szczegółową analizę sieci rejonów A – D zamieszczono w dalszej części artykułu, poświęconej praktycznym aspektom optymalizacji rozcięć w sieciach rozległych. Tab. 4. Zestawienie parametrów rozległych sieci SN oraz strat mocy występujących przy obciążeniu szczytowym Nazwa rejonu Rejon A Rejon B Rejon C Rejon D Rejon E Rejon F Rejon G Rejon H

Napięcie znamionowe sieci

Liczba GPZ

Liczba stacji SN/nn

Całkowita długość sieci SN

Obciążenie w szczycie

Straty mocy

Straty względne

[kV] 20 20 20 20 15 15 15 15

[szt.] 6 7 7 7 5 7 5 6

[szt.] 889 542 991 1157 582 1124 885 1028

[km] 969 520 1048 1277 511 1079 862 938

[MW] 64,69 55, 41 60,19 61,04 44,98 72,79 62,37 45,34

[kW] 578,6 239,8 349, 4 497,7 948,3 1182,6 1046 902

[%] 0,89 0, 43 0,58 0,82 2,11 1,62 1,68 1,99

Rejony E – H pracują na najbardziej typowym w Polsce napięciu znamionowym sieci SN, tj. 15 kV. Podany dla nich w tabeli 5 poziom strat mocy kształtuje się od ok. 1,6% do 2,1%. Przytoczony wskaźnik strat nie pozwala uzyskać informacji na temat strat w poszczególnych obwodach sieci. Dla zobrazowania rozkładu strat i ich zróżnicowania w poszczególnych obwodach dokonano analizy, której wyniki przedstawiono na rys. 3–5. Sieci rejonów E – H zawierają łącznie 202 obwody o bardzo zróżnicowanych parametrach, tj.: długość całkowita, przekrój przewodów, liczba zasilanych stacji i obciążenie szczytowe. Można wśród nich znaleźć krótkie ciągi kablowe sieci miejskich, zasilające po kilka stacji transformatorowych SN/nn, jak również bardzo rozległe obwody sieci terenowej o długości kilkudziesięciu kilometrów, zasilające bardzo dużą liczbę stacji. Na kolejnych rysunkach zamieszczono: • rys. 3 – względne straty mocy w ciągach w zależności od ich obciążenia szczytowego • rys. 4 – względne straty mocy w ciągach w zależności od ich długości całkowitej • rys. 5 – względne straty mocy w ciągach w zależności od liczby zasilanych stacji SN/nn. Przedstawione rysunki pozwalają zorientować się w rozkładzie strat i znacznym ich zróżnicowaniu w poszczególnych obwodach sieci.

Rys. 3. Względne straty mocy w 202 obwodach SN (Rejony E – H) w funkcji ich obciążenia szczytowego

Rys. 4. Względne straty mocy w 202 obwodach SN (Rejony E – H) w funkcji ich długości całkowitej

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Liczba stacji [szt. ]

Rys. 5. Względne straty mocy w 202 obwodach SN (Rejony E – H) w funkcji liczby zasilanych stacji SN/nn

4. OPTYMALIZACJA ROZCIĘĆ – PRZEDSTAWIENIE PROBLEMU Jednym z podstawowych działań o charakterze bezinwestycyjnym, prowadzącym do zmniejszenia strat w sieci dystrybucyjnej, jest optymalizacja rozcięć. Rozdzielcze sieci elektroenergetyczne średnich napięć budowane są jako struktury zamknięte, ale pracują w konﬁguracji otwartej. Punkty podziału ustanawiające jednoznacznie przynależność poszczególnych stacji SN/nn do konkretnych obwodów nazywane są rozcięciami. Zadanie optymalizacji punktów rozcięć polega na dobraniu takiego ustawienia punktów podziału sieci, aby otrzymać układ charakteryzujący się najmniejszymi całkowitymi stratami obciążeniowymi. Rozwiązanie takiego zadania dla sieci rzeczywistej, np. jednego rejonu dystrybucji, sprowadza się do rozwiązania zadania minimalizacji funkcji wielu zmiennych, najczęściej z ograniczeniami. Wymaga to z reguły zastosowania odpowiednich narzędzi i algorytmów ze względu na rozmiar zadania (liczbę zmiennych) oraz strukturę układu (znaczną liczbę wzajemnych powiązań obwodów). W rozległej sieci terenowej średniego napięcia, zawierającej od kilkudziesięciu do kilkuset węzłów (stacji), jak już wspomniano, znalezienie optymalnych – ze względu na minimum strat mocy – punktów rozcięć eksploatacyjnych jest rzeczą trudną. Rys. 6 przedstawia przykład strat mocy w torze sieci elektroenergetycznej, dwustronnie zasilanym, w zależności od punktu rozcięcia. Straty mocy są najmniejsze dla rozcięcia w okolicy punktu spływu.

Rys. 6. Straty mocy w torze dwustronnie zasilanym sieci elektroenergetycznej w zależności od miejsca rozcięcia eksploatacyjnego toru

Uzyskanie efektu w postaci zmniejszenia strat przez zmianę rozcięcia wymaga wykonania określonych czynności technicznych i organizacyjnych. Wykonanie tych czynności wiąże się z poniesieniem określonych kosztów. Jeżeli zmiana rozcięcia toru wymaga zakupu i montażu nowych łączników, to koszty można obliczyć z zależności:

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

(1) gdzie: Kro – całkowity koszt zakupu i montażu łączników; Ko – koszt inwestycyjny jednego łącznika; Kmi – koszt montażu pojedynczego i-tego łącznika; no – liczba instalowanych łączników. Koszt montażu pojedynczego łącznika uwzględnia koszty robocizny i koszty transportu:

Kmi = kg tBR lBR + kkm lkm

(2)

gdzie: kg – koszt pracy jednej godziny pracownika; tBR – czas pracy pracownika przy montażu pojedynczego łącznika; lBR – liczba pracowników; kkm – koszt jednego kilometra transportu; lkm – długość trasy transportu. Jeśli zmiany rozcięć dokonywane są w sieci wyposażonej w łączniki w każdym punkcie możliwym do rozcięcia toru, to koszty sprowadzają się do kosztów związanych z wykonaniem przełączeń w sieci: (3) gdzie: Krp – całkowite koszty przełączeń; np – liczba wykonywanych przełączeń. Efektem wykonanych przełączeń będzie zmniejszenie strat mocy o ∆∆P i energii o ∆∆E. Zysk Zp, wynikający ze zmniejszenia strat mocy i energii, obliczamy z zależności: (4) gdzie: ∆Pst, ∆Est – straty mocy i straty energii w analizowanej sieci przed dokonaniem przełączeń; ∆Pno, ∆Eno – straty mocy i straty energii w analizowanej sieci po przełączeniach; ∆∆P – zmniejszenie strat mocy; τ – czas trwania strat maksymalnych; SS – składnik stały stawki sieciowej (koszt mocy); k∆E – jednostkowy koszt energii w sieci (cena energii + składnik zmienny stawki sieciowej). Oceny efektywności przeprowadzonych działań można dokonać przez wyliczenie prostego okresu zwrotu SPP nakładów: (5) gdzie: K – koszt zakupu i montażu (Kro) lub przełączeń (Krp). Przykład 1 Rozważa się problem rozcięć eksploatacyjnych w modelowej, elektroenergetycznej sieci pętlowej SN, zasilającej 120 stacji transformatorowych w 10 pętlach sieciowych o następujących parametrach pojedynczej pętli (toru): • suma mocy stacji transformatorowych zainstalowanych w jednym torze Stc = 5 800 kVA • maksymalny prąd wpływający do pętli: Imax = 120 A • energia wprowadzona do sieci E = 28 059 kWh • długość pojedynczego toru lt = 2 600 m • przekrój żył kabli: s = 120 mm2 AL.

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Obliczenia wykonano dla następujących dodatkowych danych: • jednostkowy koszt strat energii (łącznie ze składnikiem zmiennym stawki sieciowej) k∆E = 0,20 zł/kWh • jednostkowy koszt strat mocy (składnik stały stawki sieciowej) k∆P = 80 zł/kW/rok • liczba pracowników lBR = 2 osoby • koszt godziny pracy jednego pracownika kg = 37 zł/godz. • czas pracy jednego pracownika tBR = 4 godz. • długość trasy przejazdu lkm = 10 km • koszt jednostkowy transportu kkm = 3,0 zł/km • liczba przełączeń np = 8 • czas trwania strat maksymalnych τ = 2 100 [h/a]. Dodatkowo założono, że obciążenie stacji transformatorowych jest proporcjonalne do mocy znamionowych transformatorów oraz przyjęto, że sieć pętlowa posiada łączniki umożliwiające wykonanie podziału w każdym odcinku. W układzie sieci pętlowej rozcięcia eksploatacyjne mogą znajdować się w różnych odcinkach toru. Na potrzeby obliczeń przyjęto, że wszystkie pętle są identyczne, ale rozcięcia znajdują się w różnych miejscach. W tabeli 5 zestawiono wyniki obliczeń strat mocy w poszczególnych pętlach dla pewnego, przyjętego układu rozcięć, który został wyspecyﬁkowany w wierszu drugim. Ponadto podano minimalne straty możliwe do osiągnięcia w analizowanym zbiorze pętli na skutek zmiany lokalizacji wszystkich rozcięć do położenia optymalnego. Tab. 5. Straty mocy w pętlach Nr pętli

Nr rozcięcia (wg rys. 6)

Straty mocy w pętlach (wg rys. 6) [kW]

2,9

5,7

3,3

3,7

2,7

4,0

8,0

2,7

2,9

9,8

Straty całkowite w pętlach – stan istniejący

[kW]

45,7

Straty minimalne w pętlach (wg rys. 6)

[kW]

27,0

Zmniejszenie strat mocy ∆∆P

[kW]

18,7

Jeżeli nie ma ograniczeń technicznych, to zmiana ośmiu punktów rozcięcia w analizowanej sieci może przynieść zmniejszenie strat o ∆∆P = 18,7 kW. Dla przyjętych danych obliczono prosty okres zwrotu (SPP) (wzór 5) kosztów poniesionych na zmianę przełączeń rozcięć w sieci: • koszt przełączeń sieci:

Krp = np × (kg × tR × lRB + kkm× lkm) = 8 × (37 × 2 × 4 + 10 × 3) = 2 608 zł • zysk wynikający ze zmniejszenia strat mocy i energii: Zp = ∆∆P × (SS + k∆E × τ) = 18,7 × (80 + 0,2 × 2 100) = 9 350 zł • prosty okres zwrotu SPP: SPP = Krp/Zp = 2 608/9 350 = 0,28 lat (3 miesiące i 11 dni). Dzieląc wielkość zmniejszenia strat przez liczbę przełączeń potrzebnych do uzyskania tego zjawiska, otrzymuje się średnią wartość zmniejszenia strat przypadającą na jedno przełączenie: δ∆P = ∆∆P/np. Na rys. 7 przedstawiono zależność prostego okresu zwrotu kosztów od zmniejszenia strat mocy na skutek dokonania jednego przełączenia w sieci, obliczoną dla różnych wartości czasu trwania strat maksymalnych. Zwrot nakładów związanych ze zmianą rozcięć w analizowanym przykładzie zależy od czasu trwania strat maksymalnych oraz jednostkowego zmniejszenia strat mocy przypadającego na jedno rozcięcie δ∆P.

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

Z rys. 7 wynika, że dla sieci przystosowanych technicznie do wykonywania rozcięć eksploatacyjnych w dowolnej stacji transformatorowej i dla wartości zmniejszenia strat przypadających na jedno rozcięcie δ∆P ≥ 1 kW/rozcięcie, koszty związane ze zmianą rozcięcia sieci zwracają się po upływie ok. 1 roku.

Rys. 7. Prosty okres zwrotu kosztów przełączeń w sieci, w zależności od średniej wartości zmniejszenia strat ∆∆P, przypadających na jedno rozcięcie dla różnych czasów trwania strat maksymalnych

Dla sieci pętlowych lub typu wrzeciono oraz sieci, które da się sprowadzić do tych struktur, obliczenia strat mocy i energii można wykonać przy użyciu arkusza kalkulacyjnego, bez konieczności stosowania specjalistycznego oprogramowania. Użycie arkusza kalkulacyjnego umożliwia obliczenie strat dla istniejącego układu pracy oraz wybór układu rozcięć eksploatacyjnych odpowiadającego minimum strat.

5. PRZEGLĄD METOD I NARZĘDZI DO OPTYMALIZACJI ROZCIĘĆ Opracowano wiele metod służących do ograniczania strat mocy i energii przez odpowiedni wybór rozcięć w sieci rozdzielczej. Praktyczne zastosowanie znalazły metody heurystyczne, które pozwalają analizować sieci o dużej liczbie węzłów. Przykładami takich rozwiązań są programy SIEĆ, DRZEWO i STROP. W metodach programów SIEĆ, DRZEWO, STROP do obliczania strat mocy stosowana jest formuła . W każdej z metod w różnej formie wykorzystuje się następujące dane: • dane o analizowanej sieci • informacje o układzie połączeń sieci • liczba odcinków sieci • długości poszczególnych odcinków linii napowietrznych i kablowych • przekroje przewodów kabli i przewodów napowietrznych; • dane o węzłach sieci • liczba węzłów • obciążenia mocą szczytową czynną i bierną każdego z węzłów • czas trwania strat maksymalnych lub przebieg krzywej obciążenia (krzywa schodkowa) do obliczeń strat energii; • dane katalogowe (umożliwiające dobór parametrów elementów sieci) • katalogi linii napowietrznych • katalogi linii kablowych • katalogi transformatorów. Program SIEĆ Problem optymalnego podziału sieci rozdzielczej SN w programie SIEĆ rozwiązywany jest w dwóch etapach [3], [4]:

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Etap I W etapie pierwszym uzyskuje się rozwiązanie początkowe. W węzłach występują tylko moce czynne dla obciążenia szczytowego, a gałęzie sieci są odwzorowane tylko rezystancjami. W punktach zasilania przyjmuje się jednakowe napięcia. Podstawą do wyznaczenia rozcięć w tym etapie są wyniki uzyskane z wykonania wielokrotnych (iteracyjnych) obliczeń rozpływów mocy czynnej wg uproszczonej metody Newtona. Minimalizowaną funkcją celu są sumaryczne straty mocy. Etap II Przeprowadza się korektę otrzymanego w etapie I podziału sieci. Gałęzie w tym modelu obliczeniowym odwzorowane są przewodnościami podłużnymi i poprzecznymi. Przebieg obciążenia węzłów (mocą czynną i bierną) jest odwzorowany za pomocą krzywej schodkowej. Punktem startowym w etapie drugim jest układ promieniowy uzyskany w etapie pierwszym. Wielokrotne iteracyjne obliczenia rozpływów mocy w sieci pozwalają na stopniową modyﬁkację wstępnego układu sieci, aż do uzyskania układu optymalnego. Minimalizowaną funkcją celu w etapie drugim jest suma strat energii. W skład systemu programów SIEĆ wchodzą program BAZA i podsystemy ROZA i REGA. Program BAZA służy do tworzenia zbiorów danych. Podsystem ROZA służy do przetwarzania danych pierwotnych, obliczania rozpływów mocy i mocy zwarciowych oraz do wyznaczania optymalnych punktów rozcięć w sieci z uwzględnieniem optymalnego przyporządkowania ciągów linii do szyn w stacjach dwusystemowych. Podsystem REGA, korzystając ze zbiorów danych węzłowych i gałęziowych dla poszczególnych GPZ, określa parametry regulatorów napięcia transformatorów w GPZ i położenia przełączników zaczepów transformatorów SN/SN i SN/nn. Za pomocą podsystemu REGA można również tworzyć schematy sieci promieniowej wraz z wynikami obliczeń (rozpływów, zwarć i optymalizacji poziomów napięć). Program SIEĆ umożliwia prowadzenie obliczeń dla sieci o praktycznie dowolnej liczbie węzłów i gałęzi. Zbiory danych węzłowych i gałęziowych mogą zawierać dowolną liczbę elementów (np. modelowanie sieci o 10 000 węzłów wymaga ok. 4 MB pamięci typu RAM). Dodatkowe informacje o programie SIEĆ można znaleźć w literaturze [3], [4]. Program STROP Program STROP [5] optymalizuje układ rozcięć według skorygowanego algorytmu Rosenbrocka [6]. Optymalne położenie punktów rozcięć w sieci ustalane jest ze względu na minimum strat mocy czynnej. Odgałęzienia zostają zredukowane do obciążeń skupionych, przyłączonych we właściwych węzłach torów magistralnych i nie podlegają procesowi optymalizacji rozcięć. Metoda Rosenbrocka [6] należy do grupy bezgradientowych metod poszukiwań prostych. W metodzie tej bada się zachowanie funkcji celu (minimum strat mocy) tylko w jednym lub dwóch punktach leżących na kierunku poszukiwań (spełniających wymagania techniczne). Sposób wyboru tych punktów jest ustalany na początku każdej iteracji. Istota modyﬁkacji metody Rosenbrocka w programie STROP sprowadza się do kontrolowania długości i zwrotu kroku (rozumianego jako wektor) oraz do nakładania na funkcję celu kary na rozwiązanie wykraczające poza kierunek poszukiwań. Każda iteracja w metodzie Rosenbrocka polega na wykonywaniu kroków próbnych we wszystkich możliwych kierunkach poszukiwań. Jeżeli w wyniku wykonania kroku próbnego otrzymuje się zmniejszenie wartości funkcji celu (zmniejszenie strat mocy), to długość kroku zostaje zwiększona. W przeciwnym wypadku następuje skrócenie długości kroku oraz zmiana jego zwrotu. Zadania realizowane w ramach programu STROP z zakresu obliczeń sieci SN zgodnie z [5] to: • obliczanie strat mocy w analizowanej sieci • lokalizacja baterii kondensatorów o zadanej mocy w linii ze względu na minimum strat mocy • optymalizacja mocy baterii kondensatorów oraz jej położenia w linii ze względu na minimum strat mocy • analiza napięć zasilania w punktach zasilania sieci SN • obliczanie poziomów i spadków napięć oraz wyznaczanie stref regulacji transformatorów SN, nn w ruchu normalnym • obliczenia zwarciowe w ruchu normalnym sieci

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

• • • •

obliczenia poziomów i spadków napięć w ruchu rezerwowym obliczenia zwarciowe w ruchu rezerwowym sieci optymalizacja rozcięć w sieci (minimum strat mocy czynnej) wyznaczenie wariantów zasilania w przypadku awarii w linii (jeżeli istnieją możliwości techniczne takiego zasilania). W programie STROP maksymalny wymiar sieci, rozumiany jako pojedynczy zbiór do obliczeń, może zawierać: 90 głównych punktów zasilania – GPZ (zasilacze), 1 000 linii, 5 000 węzłów, 5 000 odcinków linii (w torach głównych – magistralach – sieci nie więcej niż 3 500 odcinków linii). Dodatkowe informacje o programie STROP można znaleźć w [5]. Program DRZEWO Do optymalizacji rozcięć w programie DRZEWO zastosowano metodę symulowanego wyżarzania (SW) (ang. Simulated Annealing – SA) [7], [8], [9]. Jako kryterium ekonomiczne wyboru wariantu optymalnego przyjęto minimalizację strat mocy w sieci. Przyjmijmy, że znane jest rozwiązanie początkowe (np. konﬁguracja eksploatacyjna stosowana przez służby danego rejonu) o stratach mocy ∆P1 (rys. 8). Poprawę rozwiązania można uzyskać, stosując np. algorytm gradientowy: • w każdej iteracji znajduje się losowo nowe rozwiązanie (układ sieci) w otoczeniu rozwiązania bieżącego • akceptuje się tylko rozwiązania o stratach mniejszych niż w rozwiązaniu poprzednim. Wadą takiego algorytmu jest możliwość utknięcia w optimum lokalnym. Dla przykładu z rys. 8, startując z punktu (układu sieci) o stratach ∆P1, stosując metodę gradientową, obliczenia zostaną zakończone w optimum lokalnym (układ sieci o stratach ∆Pmin²).

Rys. 8. Zbiór możliwych konﬁguracji sieci o różnych strach mocy

W algorytmie „symulowanego wyżarzania” SW dopuszcza się możliwość akceptacji rozwiązań o wyższych stratach niż dotychczas uzyskane. Postępowanie według algorytmu SW sprowadza się do następujących reguł: • w każdym kroku iteracji wylicza się zmianę strat ∆∆P jako różnicę rozwiązania bieżącego i ostatnio zaakceptowanego • jeżeli straty ulegają zmniejszeniu (∆∆P < 0), to rozwiązanie jest akceptowane • zwiększenie strat (∆∆P > 0) nie powoduje bezpośredniego odrzucenia obliczonej konﬁguracji sieci; dopuszcza się jej akceptację, gdy spełniony jest warunek:

r < exp(–δΔP / T )

(6)

gdzie: T – oznacza parametr symulujący temperaturę wyrażoną w jednostkach strat; r – liczbę losową rozkładu równomiernego z przedziału (0,1). Tak skonstruowany algorytm obliczeń stwarza możliwość zaakceptowania rozwiązania o stratach ∆P3 (rys. 8), mimo iż ∆P3 > ∆P1. W efekcie możliwe jest uzyskanie rozwiązania charakteryzującego się stratami mocy ∆Pmin4, które dla prezentowanego zbioru rozwiązań jest minimum globalnym. Jeżeli parametr T, który w rzeczywistych układach ﬁzycznych reprezentuje temperaturę, będzie się zmniejszał, poczynając od przyjętej wartości

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

maksymalnej według określonej reguły, to opisany proces jest analogią do wyżarzania (wychładzania, odpuszczania) metali w procesie krystalizacji [8]. W programie DRZEWO elementem zmieniającym układ sieci jest wyłączenie linii zasilającej losowo wybrany węzeł sieci. Powoduje to powstanie fragmentu sieci izolowanej. Następnie realizuje się zasilenie odłączonego węzła ze wszystkich znajdujących się pod napięciem węzłów. Dla każdej nowej konfiguracji (ze zmienionymi miejscami rozcięć) oblicza się wartość funkcji celu. Jeżeli nowa konfiguracja ma mniejsze straty, jest akceptowana. W przeciwnym wypadku do dalszych rozważań zostaje przyjęte rozwiązanie według zmodyfikowanej reguły (6). Program DRZEWO jest przeznaczony do optymalizacji rozwoju sieci rozdzielczej SN o strukturze drzewa. Obliczanie optymalnych rozcięć w sieci jest dodatkową opcją. Program umożliwia prowadzenie obliczeń sieci rozdzielczych o strukturze drzewa praktycznie dla dowolnej liczby węzłów i gałęzi. Nie powstała wersja komercyjna programu.

6. OBLICZENIA PORÓWNAWCZE OPTYMALIZACJI ROZCIĘĆ W RZECZYWISTEJ SIECI Z UŻYCIEM RÓŻNYCH NARZĘDZI Przykład 2 Do optymalizacji rozcięć w sieci rozdzielczej SN wybrano rzeczywistą sieć jednego z rejonów energetycznych. Jest to sieć terenowo-miejska, w której większość obwodów ma możliwość drugostronnego zasilania. Liczba węzłów odbiorczych w sieci wynosi 970, zaś liczba węzłów rozdzielczych – 648. W sieci znajdują się 1 793 odcinki, przy czym 73% z tej liczby przypada na odcinki napowietrzne, zaś 27% na odcinki kablowe. Wykonano obliczenia strat mocy oraz strat energii w układzie sieci przed i po optymalizacji rozcięć oraz zysku z tytułu zmniejszenia strat mocy i energii. Obliczenia wykonano dla następujących danych: • napięcie robocze sieci Ur = 15,75 [kV] • czas trwania strat maksymalnych τ = 3 106 [h/a] • jednostkowe koszty strat mocy Ss = 36,36 [zł/kW/a] • jednostkowe koszty strat energii k∆E = 0,25 [zł/kWh/a]. Wyniki obliczeń zestawiono w tabeli 6. Na podstawie otrzymanych wyników wykonano obliczenia efektywności zmiany rozcięć w sieci. Z zależności (1)÷(5) obliczono koszty zainstalowania łączników (przyjęty koszt łącznika ko = 4 000 zł, pozostałe dane do obliczeń, jak w przykładzie 1) oraz obliczono prosty okres zwrotu kosztów. Wyniki obliczeń podano w tabeli 7. Tab. 6. Porównanie wyników obliczeń rocznych strat mocy i energii dla sieci rejonu Straty mocy [kW]

Straty energii [MWh]

przed optymalizacją

po optymalizacji

różnica

przed optymalizacją

po optymalizacji

różnica

Zysk [tys. zł]

DRZEWO

571,1

504,1

67,0

1773,8

1565,7

208,1

54, 44

SIEĆ

612,1

515,6

96,5

1901,2

1601, 4

299,8

78,64

STROP

582,1

461,1

121,0

1808,0

1432,2

375,8

98,14

Nazwa programu

Tab. 7. Prosty okres zwrotu kosztów zainstalowania odłączników w sieci Liczba rozcięć w sieci w stanie istniejącym [szt.]

Liczba proponowanych zmian miejsc rozcięcia sieci [szt.]

Liczba nowych łączników [szt.]

Koszt inwestycyjny łączników [tys. zł]

Prosty okres zwrotu kosztów [lata]

DRZEWO

248

4,7

SIEĆ

308

4,1

STROP

284

3,0

Program

W literaturze można znaleźć opisy innych metod optymalizacji rozcięć: cykli i kar [10] oraz opartych na algorytmach ewolucyjnych [11]. W pracy [11] zamieszczono porównanie wyników obliczeń wykonanych za pomo-

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

cą metody cykli i kar oraz algorytmu ewolucyjnego dla przykładowych sieci elektroenergetycznych, składających się z niewielkiej liczby węzłów i linii. Na podstawie wykonanych analiz można sformułować następujące wnioski ogólne: 1. Obliczanie optymalnych rozcięć ze względu na minimum strat mocy i energii w dużych sieciach o strukturze wielokrotnie zamkniętej wymaga stosowania specjalistycznego oprogramowania. 2. Każdy z programów DRZEWO, SIEĆ, STROP może być stosowany do optymalizacji rozcięć ze względu na minimum strat mocy w dużych sieciach rozdzielczych SN. 3. Wygenerowane przez te programy wyniki obliczeń strat mocy różnią się między sobą. Różnice te są spowodowane: • zastosowaniem odmiennych metod poszukiwania optymalnych rozcięć w sieci • sposobem obliczania obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych. 4. W sieciach o regularnej strukturze (wrzeciono, pęta) oraz sieciach, które da się sprowadzić do tych struktur, optymalizacji rozcięć ze względu na minimum strat mocy można dokonać przy użyciu arkusza kalkulacyjnego.

7. PRAKTYCZNE ASPEKTY OBLICZEŃ OPTYMALIZACYJNYCH W SIECIACH ROZLEGŁYCH Poniżej zaprezentowano wyniki obliczeń oraz doświadczenia zebrane podczas wykonywania optymalizacji rozcięć w sieciach średniego napięcia kilku rejonów dystrybucji. Do wykonania obliczeń optymalizacji rozcięć użyto programu STROP, który powstał na Politechnice Częstochowskiej [5]. Program umożliwia między innymi dokonywanie obliczeń rozpływu mocy w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych, optymalizowanie położenia rozcięć i obliczenia napięciowe. Podstawą analizy strat oraz ich optymalizacji jest zbudowanie odpowiedniego modelu rozważanej sieci elektroenergetycznej. Dokonano tego w kilku wymienionych niżej etapach: • budowa dokładnego modelu struktury sieci – model ten składa się ze wszystkich istniejących odcinków linii średniego napięcia z wyszczególnieniem sposobu ich wzajemnego połączenia oraz parametrów schematu zastępczego (rezystancja, reaktancja, susceptancja); model zawiera także informacje o wszystkich punktach podziału sieci występujących w istniejącym układzie pracy • estymacja obciążeń stacji transformatorowych SN/nn – wyznaczenie mocy czynnej i biernej zapotrzebowanej przez poszczególne stacje transformatorowe w szczycie obciążenia na podstawie dostępnych informacji pomiarowych pochodzących głównie z odejść linowych w GPZ oraz wiedzy o poziomach obciążeń występujących w stacjach • wyposażenie modelu struktury w obciążenia węzłowe – przypisanie obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych odpowiednim węzłom w modelu sieci. Tak przygotowany model obiektu stanowi punkt wyjścia do wykonania obliczeń stanu pracy sieci w układzie istniejącym, a następnie optymalizacji lokalizacji punktów podziału. Obliczeń dokonano dla czterech sieci rozdzielczych średniego napięcia. Każda z sieci obejmowała swym zasięgiem obszar jednego rejonu dystrybucji (rejonu energetycznego). Zestawienie danych charakteryzujących poszczególne sieci ujęto w tabeli 8. Tab. 8. Zestawienie charakterystycznych parametrów analizowanych sieci rozdzielczych Napięcie znamionowe sieci

Liczba GPZ

Liczba stacji SN/nn

Całkowita długość sieci SN

Średni przekrój sieci

Liczba rozcięć

[kV]

[szt.]

[km]

[mm2]

[szt.]

Rejon A

889

969

101

Rejon B

542

520

Rejon C

991

1 048

135

Rejon D

1 157

1 277

107

Nazwa rejonu

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

W tabeli zestawiono parametry charakterystyczne dla sieci, tj.: napięcie znamionowe, liczba stacji zasilających 110 kV/SN, liczba stacji SN/nn, całkowita długość sieci SN, średni przekrój sieci oraz liczba występujących rozcięć. Dysponując modelami sieci wraz z odwzorowaniem obciążeń wszystkich stacji SN/nn, wykonano obliczenia rozpływu prądów oraz strat mocy w istniejącym układzie pracy. Wyniki tych obliczeń zestawiono w tabeli 9, podając wielkości strat mocy w kW oraz wartość względną strat odniesioną do mocy zapotrzebowanej. Analizując wielkości strat mocy występujące w sieciach średnich napięć rozważanych rejonów energetycznych, można stwierdzić, że już w istniejącym układzie pracy utrzymują się one na bardzo niskim poziomie. Świadczy o tym wskaźnik strat względnych odniesiony do mocy zapotrzebowanej, zawierający się w granicach od 0, 43% do 0,89%. Tak niska wartość strat wynika z kilku czynników, do których zaliczyć należy: • wysoką wartość napięcia znamionowego sieci rozdzielczych • wysoki przekrój sieci, którego miarą jest podany w tabeli 9 średni ważony przekrój linii • korzystną strukturę sieci przejawiającą się niewielką liczbą obwodów o znacznych długościach • niewielkie obciążenie w stosunku do zdolności przesyłowych. Następnie przystąpiono do wykonania pierwszych obliczeń optymalizacyjnych związanych ze zmianą układu pracy sieci, tzw. optymalizacji globalnej. Optymalizacja globalna to wyznaczenie układu pracy sieci o minimalnych stratach mocy, który nie podlega żadnym ograniczeniom związanym z położeniem punktów podziału. Oznacza to, iż każde rozcięcie może swobodnie zmieniać swoje położenie, a jego docelowa lokalizacja obejmuje dowolnie wybrany odcinek sieci. Trzeba w tym miejscu zaznaczyć, że takie rozwiązanie konfiguracji pracy sieci jest możliwe tylko teoretycznie. W praktyce istnieje wiele czynników ograniczających zarówno możliwość przemieszczania niektórych rozcięć, jak i limitujących potencjalne nowe lokalizacje. Bardziej szczegółowo omówiono te zagadnienia w punkcie dotyczącym ograniczeń lokalizacji rozcięć. Obliczenia optymalizacji globalnej pozwalają na określenie potencjalnych, maksymalnych możliwości zmniejszenia strat, jakie można by uzyskać poprzez rekonfigurację sieci. To oznacza, że obliczenia te wyznaczają górne ograniczenie efektywności takich działań. Wyniki obliczeń strat mocy w układach sieci skonfigurowanych optymalnie (bez żadnych ograniczeń) dla poszczególnych rejonów dystrybucji zestawiono w tabeli 9. Podano wartości strat w kW oraz procentowy poziom strat po optymalizacji globalnej w stosunku do strat w stanie istniejącym. Tab. 9. Zestawienie wyników obliczeń strat mocy w układzie istniejącym oraz po dokonaniu optymalizacji globalnej

Nazwa rejonu

Obciążenie szczytowe mocą czynną

Straty mocy w stanie istniejącym

Straty mocy po optymalizacji globalnej

Poziom strat w odniesieniu do stanu istniejącego

[MW]

[kW]

[%]*

[kW]

[%]**

Rejon A

64,69

578,6

0,89

310

Rejon B

55, 41

239,8

0, 43

199,9

Rejon C

60,19

349, 4

0,58

282,5

Rejon D

61,04

497,7

0,82

380, 4

* **

wskaźnik obliczono w odniesieniu do obciążenia szczytowego mocą czynną wskaźnik obliczono, odnosząc straty w układzie zoptymalizowanym bez ograniczeń do strat mocy w układzie istniejącym

Podany w ostatniej kolumnie tabeli 9 wskaźnik procentowy jest najniższy dla rejonu A i wynosi 54%. Oznacza to, że w tym rejonie działania rekonfiguracyjne mogą potencjalnie przynieść największy efekt. W pozostałych obszarach (wskaźnik od 76% do 83%) istniejące układy pracy sieci są znacznie bliższe globalnemu optimum. Jednakże o rzeczywistych możliwościach redukcji strat na skutek rekonfiguracji zdecyduje dopiero szczegółowa analiza występujących ograniczeń lokalizacji punktów podziału. Analiza konfiguracji, w jakich pracują rzeczywiste, rozległe sieci rozdzielcze, oraz uwarunkowań determinujących układy pracy sieci wskazuje, iż w praktyce istnieje wiele czynników uniemożliwiających dowolne lokalizowanie punktów podziału sieci. Ograniczenia lokalizacji rozcięć można podzielić na dwie zasadnicze grupy: • determinujące – ograniczenia wynikające z konieczności utrzymania podziałów w ściśle określonych punktach sieci – powodują one, że pewna część punktów podziału sieci posiada z góry określone położenie i nie może podlegać przemieszczeniom

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

• limitujące – ograniczenia związane z brakiem możliwości umiejscowienia podziału w dowolnym odcinku sieci – powodują one zawężenie możliwości zmian położenia dla rozcięć, których położenie może ulegać przemieszczeniom. Istnienie ograniczeń determinujących spowodowane jest czynnikami o charakterze prawnym lub technicznym, do których należy zaliczyć: • obowiązywanie umów o dostawę i sprzedaż energii elektrycznej z odbiorcami posiadającymi własne stacje transformatorowe, płacącymi za dwa zasilania • zachowanie podstawowych układów zasilania rozdzielni sieciowych • prawidłową pracę automatyki SZR w sieci średniego i niskiego napięcia • zróżnicowane sposoby pracy punktów gwiazdowych transformatorów 110 kV/SN • granice eksploatacji obszarów sieci i punkty rozliczeniowego pomiaru energii elektrycznej • inne względy związane np. z wydzieleniem układów w celu prawidłowej współpracy źródeł z siecią rozdzielczą SN. Istnienie ograniczeń limitujących spowodowane jest czynnikami o charakterze technicznym i eksploatacyjnym, do których należy zaliczyć: • brak łączników w niektórych odcinkach sieci • ograniczenia zdolności łączeniowej istniejących łączników • trudny dostęp do określonego punktu sieci • brak dostępu do stacji o każdej porze doby • inne względy, np. organizacyjne, związane ze zróżnicowaniem własnościowym elementów sieci dystrybucyjnej. Obecność ograniczeń determinujących sprawia, że położenie części rozcięć nie może ulegać zmianom. Powoduje to zmniejszenie liczby zmiennych w ramach zadania optymalizacji układu pracy danej sieci rozdzielczej. Z kolei obecność ograniczeń limitujących powoduje, iż nie wszystkie wskazania przemieszczenia punktów podziału, uzyskane w wyniku procedury optymalizacyjnej, mogą być dokładnie zrealizowane. Realizuje się je w takich przypadkach w odcinku najbliżej położonym względem odcinka optymalnego, gdzie dokonanie podziału jest możliwe. Zarówno pozostawienie pewnej grupy rozcięć poza procedurą optymalizacji, jak i niedokładne przemieszczenia części rozcięć ruchomych skutkują zwiększonymi stratami mocy w układzie z ograniczeniami w stosunku do układu zoptymalizowanego globalnie. Biorąc pod uwagę omówione powyżej ograniczenia dotyczące lokalizacji rozcięć, dokonano wiele obliczeń optymalizacyjnych dla sieci poszczególnych rejonów od A do D. Obliczenia takie pozwalają na: • wskazanie możliwych do realizacji zmian w konﬁguracji sieci • ewentualne stwierdzenie optymalnego położenia niektórych punktów podziału • wskazanie potrzeb zabudowy nowych łączników. Wybrane wyniki obliczeń zestawiono w tabeli 10. Zawiera ona informacje dotyczące liczby występujących ograniczeń, liczby rozcięć zlokalizowanych optymalnie, wartości strat mocy w układach zoptymalizowanych z uwzględnieniem wszystkich ograniczeń oraz zmian strat mocy w stosunku do strat mocy w stanie istniejącym. Tab. 10. Zestawienie wyników obliczeń strat mocy po dokonaniu optymalizacji konﬁguracji sieci z uwzględnieniem ograniczeń Całkowita liczba ograniczeń

Liczba rozcięć zlokalizowanych optymalnie

Straty mocy w układzie zoptymalizowanym z ograniczeniami

Zmniejszenie strat w stosunku do stanu istniejącego

[%]*)

[kW]

[%]

Rejon A

543,1

6,1

Rejon B

237,9

0,8

Rejon C

341,7

2,2

466,8

6,2

Nazwa rejonu

Rejon D

wartości względne obliczone w odniesieniu do całkowitej liczby rozcięć w danym rejonie dystrybucji

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Analizując wyniki przedstawione w tabeli 10, można sformułować następujące spostrzeżenia: • w praktycznych obliczeniach optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych należy liczyć się z występowaniem znacznej liczby ograniczeń lokalizacji punktów podziału; w przypadku omawianych obiektów ograniczenia dotyczyły od 50% do nawet 70% ogólnej liczby rozcięć • uwagę zwraca znaczna liczba rozcięć zlokalizowanych optymalnie (od 21% do 36%) wśród zmiennych, których położenie może ulegać zmianie; może to świadczyć o dobrym rozeznaniu obciążeń przez służby eksploatacyjne oraz dbałości o utrzymanie prawidłowego układu pracy sieci • w wyniku rekonfiguracji uzyskano efekt zmniejszenia strat od 0,8% do 6,2%; efekt ten, przeliczony na oszczędności z tytułu mniejszych strat energii w skali roku, szacuje się na ok. 18 tys. do 21 tys. zł dla rejonów D i A • istniejąca konfiguracja pracy sieci rozdzielczej jest w dużym stopniu zdeterminowana czynnikami o charakterze prawnym i technicznym. Efektywność redukcji strat, uzyskana w wyniku optymalizacji rozcięć, niewątpliwie zależy od indywidualnych cech i właściwości sieci rozdzielczej poddanej analizie. Lepszych efektów można spodziewać się w sieciach o niższych napięciach znamionowych (np. 6 kV), długich obwodach i znacznym obciążeniu. Wyniki prac Edwarda Siwego z Politechniki Śląskiej [12] nad optymalizacją konfiguracji sieci rozdzielczych SN pokazują, iż efektywność takich działań może być wysoka. W tabeli 11 przedstawiono efekty optymalizacji rozcięć w 3 sieciach rozdzielczych. Dodatkowo, dysponując wynikami obliczeń strat mocy dla różnej liczby ograniczeń w lokalizacji punktów podziału analizowanych rejonów A, B, C i D, sporządzono wykres ilustrujący zależność między stratami mocy a liczbą występujących ograniczeń. Wykres przedstawiono na rys. 9. Liczbę ograniczeń wyrażono w [%] w stosunku do ogólnej liczby punktów podziału. Straty mocy wyrażono w jednostkach względnych w odniesieniu do strat występujących w układzie niepodlegającym żadnym ograniczeniom konfiguracyjnym. Tab. 11. Możliwości ograniczenia strat energii po optymalizacji punktów rozcięć w miejskich sieciach SN na wybranych obszarach (wg [12]) Liczba stacji SN/nn [szt.]

Długość linii SN [km]

Zmniejszenie strat [%]

Szacunkowe oszczędności [tys. zł/rok]

600

500

130

780

550

430

Rys. 9. Zależność przyrostu strat mocy w funkcji liczby ograniczeń lokalizacji punktów podziału sieci

Wykres pokazuje, że w każdym przypadku wzrost liczby wymuszonych lokalizacji punktów podziału skutkuje przyrostem strat mocy w układzie sieci. Przebieg tej zależności ma charakter indywidualny dla każdego obszaru sieciowego.

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

Zmiana strat mocy przypadająca na jedno rozcięcie, wynikająca z konieczności zachowania jego położenia lub niemożności dowolnego przemieszczenia, może być, jak widać na rysunku, bardzo zróżnicowana. Wyznaczenie tych wartości wymaga każdorazowych obliczeń z użyciem modelu sieci. Interesujące może okazać się przybliżenie okoliczności powodujących znaczny przyrost strat na skutek utrzymania niewielkiej liczby punktów podziału w ich pierwotnych lokalizacjach. Z siecią rejonu A współpracuje przyłączona w głębi ciągów SN jednostka wytwórcza znacznej mocy. Ze względu na ciągłe zmiany warunków napięciowych w sieci, spowodowane zmianami stanu pracy tej jednostki, musi być utrzymywany wyodrębniony ciąg sieciowy łączący generator z rozdzielnią w GPZ. Powoduje to, iż generowana moc nie jest użytkowana przez najbliższe odbiory, lecz przesyłana do GPZ. Innym przypadkiem napotkanym w praktyce może być układ o znacznych stratach mocy, którego konfiguracja wymuszona jest niejednolitą strukturą własnościową sieci. Zmniejszenie strat mocy w tym wypadku wymagałoby zasilania części odbiorców za pośrednictwem rozdzielni, która nie jest własnością rejonu dystrybucji. Koszty potencjalnego tranzytu nie zostałyby pokryte przez zysk wynikający ze zmniejszenia strat. Przedstawione powyżej rozważania dotyczyły szczególnych przypadków wymuszonego położenia rozcięć, których zmiana w znaczny sposób zredukowałaby straty w układzie. W pozostałych sytuacjach zmiana strat mocy przypadająca na jedno rozcięcie z ograniczeniami była znacznie mniejsza. Omawiane zagadnienia dotyczyły ograniczeń o charakterze determinującym. Warto wspomnieć o ograniczeniach z drugiej grupy (tzw. limitujących), dotyczących niemożności dowolnego lokalizowania ruchomych punktów podziału. W sytuacji, kiedy wskazania procedury optymalizacyjnej dotyczyły odcinka, w którym z różnych względów podział nie mógł zostać wykonany, proponowano podział w najbliższym możliwym miejscu, obliczając wynikającą z tej zmiany różnicę strat. Różnice te były najczęściej niewielkie bądź symboliczne. W szczególności w żadnym przypadku nie odnotowano zmiany strat, która mogłaby uzasadniać zabudowanie nowego łącznika w sieci. Optymalizacja konfiguracji sieci rozdzielczej jest jednym z najczęściej wskazywanych działań bezinwestycyjnego zmniejszania strat mocy. Rozwiązanie takiego zadania dla dużej sieci rzeczywistej wymaga zastosowania odpowiednich narzędzi obliczeniowych oraz zbudowania modelu sieci. Jednym z istotnych problemów jest właściwe oszacowanie obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych SN/nn. Wynika to z faktu braku opomiarowania w głębi sieci rozdzielczej. Pomocne w tym przypadku okazały się dane o przebiegach obciążenia poszczególnych ciągów liniowych, wyniki okresowych pomiarów w stacjach SN/nn oraz ekspercka wiedza służb eksploatacyjnych dystrybutora. Analizie poddano cztery rejony dystrybucji o typowej wielkości, spotykanej rozległości sieci i przeciętnym zapotrzebowaniu mocy. Występujące w tych sieciach niewielkie straty mocy w istniejącym układzie pracy można uzasadnić wysoką wartością napięcia znamionowego, znacznym przekrojem średnim oraz zwartą strukturą sieci. Obliczenia optymalizacji układu wykonane bez uwzględniania ograniczeń pozwalają na wstępne rozeznanie maksymalnych efektów, jakie może przynieść rekonfiguracja sieci. Jednakże do czasu dokonania szczegółowej analizy występujących w danym układzie ograniczeń, jakim podlegają poszczególne punkty podziału, nie sposób ocenić możliwości redukcji strat, jakie może przynieść możliwa do realizacji w praktyce zmiana układu pracy sieci. Ograniczenia lokalizacji punktów podziału sieci mogą mieć dwojaki charakter: determinujący lub limitujący. W pierwszym przypadku sprowadzają się do konieczności utrzymania rozcięć w ściśle określonych miejscach sieci, a w drugim nie pozwalają całkowicie swobodnie lokować tych punktów podziału, których położenie może ulegać zmianie. Przyczyną powstawania ograniczeń są względy formalnoprawne lub techniczno-eksploatacyjne. Obecność ograniczeń lokalizacji rozcięć należących do więzów zadania optymalizacji, wpływa na jakość uzyskiwanego rozwiązania. Układ z ograniczeniami zawsze charakteryzuje się większymi stratami mocy niż układ bez ograniczeń. Prezentowane przykłady wskazują na znaczną liczbę ograniczeń w praktycznych zadaniach rekonfiguracji rozległych sieci rozdzielczych – ograniczenia dotyczą więcej niż połowy istniejących punktów podziału. Uwagę zwraca znaczna liczba punktów podziału zlokalizowana w układzie wyjściowym w sposób optymalny (od 21% do 36%). W wyniku analizy i możliwych do realizacji zmian konfiguracji sieci uzyskano efekt w postaci redukcji strat do ok. 6% w szczycie obciążenia. Efekt ten przejawia się w oszczędnościach z tytułu mniejszych strat energii, które w skali roku sięgają 18–21 tys. zł. Zatem nawet w sieci o niewielkich stratach przed rekonfiguracją oraz znacznej liczbie ograniczeń lokalizacji punktów podziału można, dokonując optymalizacji rozcięć, uzyskać istotne

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

oszczędności strat energii. Jak pokazuje tabela 11, w innych sieciach rozdzielczych oszczędności te mogą osiągać dużo większe wartości. Przypadający na pojedyncze rozcięcie objęte ograniczeniami potencjał redukcji strat jest bardzo zróżnicowany i wymaga indywidualnych obliczeń z użyciem modelu sieci. Przyczyny utrzymania niekorzystnej lokalizacji punktów podziału o dużym potencjale redukcji strat mogą być złożone i istotne dla pracy sieci.

8. WNIOSKI Optymalizacja rozcięć jest jednym z podstawowych środków bezinwestycyjnego ograniczania strat i przedmiotem licznych publikacji, w tym zagranicznych, poświęconych redukcji strat w systemach dystrybucyjnych. Istotą zadania optymalizacji jest znalezienie takiej konfiguracji sieci SN, zdeterminowanej określoną lokalizacją punktów podziału sieci, aby otrzymać układ charakteryzujący się najmniejszymi stratami mocy. Dla prostych struktur sieci, takich jak pętla czy wrzeciono, obliczeń optymalizacyjnych można dokonać niezależnie dla każdej zmiennej (każdego rozcięcia), np. przy użyciu arkusza kalkulacyjnego. Układy o większym stopniu złożoności (więcej połączeń, silniej skratowane) wymagają użycia odpowiednich technik obliczeniowych i specjalistycznego oprogramowania. Każdy z programów, tj. SIEĆ, STROP i DRZEWO, może być stosowany do optymalizacji rozcięć ze względu na minimum strat mocy w dużych sieciach SN. Różnice pomiędzy uzyskanymi rozwiązaniami dla tej samej analizowanej sieci przy użyciu różnych narzędzi wynikają ze stosowania odmiennych algorytmów poszukiwania rozwiązania optymalnego oraz sposobu obliczania obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych SN/nn. Praktyczna realizacja optymalizacji układu pracy sieci musi uwzględniać różnorakie ograniczenia związane z niemożnością przemieszczenia niektórych punktów podziału oraz niepełnym zbiorem możliwych alokacji zdeterminowanym istnieniem łączników tylko w wybranych odcinkach oraz względami ruchowymi (np. dostęp do punktów podziału). Dla lokalizacji rozcięć wymuszonych względami prawnymi (odbiorca płaci za dwa zasilania), powinno się określić rzeczywiste koszty utrzymania podziału w danym punkcie sieci i przenieść je w składniku stałym opłaty za moc na zainteresowanego odbiorcę. Efektywność działań rekonfiguracyjnych, jaką można osiągnąć w rzeczywistym układzie sieciowym, niewątpliwie zależy od indywidualnych cech i właściwości sieci rozdzielczej poddanej analizie. Lepszych efektów można się spodziewać w sieciach o niższych napięciach znamionowych (np. 6 kV), długich obwodach i znacznym obciążeniu. Postępujący rozwój rynku energii oraz wiążąca się z tym kontrola i poprawa efektywności działania przedsiębiorstw energetycznych, będą prawdopodobnie stymulowały zainteresowanie dystrybutorów działaniami w kierunku bezinwestycyjnego zmniejszania strat w sieciach rozdzielczych. Istotną pomocą dla prowadzenia analiz optymalnej konfiguracji pracy sieci rozdzielczej będą z pewnością wdrażane w energetyce nowoczesne systemy informatyczne zarządzania majątkiem sieciowym oraz zaawansowane systemy pomiarowo-rozliczeniowe. Takie systemy informatyczne i pomiarowe umożliwią w przyszłości realizację optymalizacji konfiguracji sieci ze względu na minimum strat energii w danym przedziale czasu, co obecnie jest trudne bądź niemożliwe do zrealizowania.

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

BIBLIOGRAFIA 1. Folder statystyka elektroenergetyki 1997–2007, Ministerstwo Gospodarki RP, www.mg.gov.pl. 2. Kulczycki J. (red.), Ograniczenie strat energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych, PTPiREE, Poznań 2002. 3. Harasimowicz L., Optymalizacja pracy sieci rozdzielczych średnich napięć, Materiały konferencji naukowo-technicznej – Straty Energii Elektrycznej w Spółkach Dystrybucyjnych, Poznań 17–18.05.1999, s. 289–295. 4. Harasimowicz L., Suboptymalny podział dużych sieci rozdzielczych dla potrzeb eksploatacji, rozprawa doktorska, Instytut Energoelektroniki Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 1992. 5. Czepiel S., Obliczenia optymalizacyjne i inżynierskie dla sieci średniego napięcia. Instrukcja obsługi programu STROP, Instytut Elektroenergetyki Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 1999. 6. Kręglewski T., Rogowski T., Ruszczyński A., Szymanowski J., Metody optymalizacji w języku FORTRAN, PWN, Warszawa 1984. 7. Brożek J., Kot A., Kulczycki J., Szpyra W., Bezinwestycyjne metody zmniejszania strat energii w sieciach rozdzielczych w pracach badawczych Zakładu Elektroenergetyki AGH, Materiały konferencji naukowo-technicznej – Straty Energii Elektrycznej w Spółkach Dystrybucyjnych, Poznań 17–18.05. 1999, s. 264–277. 8. Chiang H.D., Jean- Jumean R.M., Optimal Network Reconfiguration in Distribution Systems, IEEE Transactions on Power Delivery, 5, nr 4, November 1990. 9. Mazur P., Ograniczanie strat mocy i energii w sieciach zamkniętych SN. Praca dyplomowa Wydz. EAIiE AGH, 2001. 10. Kujszczyk Sz., Nowoczesne metody obliczeń elektroenergetycznych sieci rozdzielczych, WNT, Warszawa 1984. 11. Helt P., Parol M., Piotrowski P., Metody sztucznej inteligencji w elektroenergetyce, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2000. 12. Siwy E., Żmuda K., Intensyfikacja wykorzystania sieci w spółce dystrybucyjnej, Przegląd Elektrotechniczny nr 3/ 2009, s. 243–246.

Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

Autorzy / Biograﬁe

Sylwester Laskowski Gdańsk / Polska Dyrektor Departamentu Polityki Regulacyjnej ENERGA-OPERATOR S.A. Zatrudniony w przedsiębiorstwie od 1999 roku. Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej (1999). Na Politechnice Warszawskiej ukończył studia podyplomowe z zakresu zarządzania przedsiębiorstwem energetycznym w warunkach rozwoju krajowych (2002) i międzynarodowych rynków energii oraz studia menedżerskie MBA organizowane przez Gdańską Fundację Kształcenia Menedżerów (2008). Posiada dyplom złożenia egzaminu na członków rad nadzorczych w spółkach Skarbu Państwa. Od początku kariery zawodowej związany z tematyką regulacji rynku energii elektrycznej. W przedsiębiorstwie odpowiedzialny za całokształt spraw związanych z regulacją. Współdziała w zespołach tematycznych w ramach Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej przy wypracowywaniu rozwiązań systemowych z zakresu regulacji.

Regulacja rynku energii elektrycznej

REGULACJA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ mgr inż. Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

Energetyka jest specyﬁczną częścią gospodarki. W znacznym obszarze działa na zasadach monopolu naturalnego (przedsiębiorstwa sieciowe) i siłą rzeczy nie jest poddawana mechanizmom rynkowej regulacji. Ze względu na strategiczne znaczenie oraz znaczny wpływ na funkcjonowanie całej gospodarki, a także potrzeby bytowe ludności, rządy wielu krajów dążyły bądź też dążą do wypracowania zasad, które stworzą w tym sektorze substytut konkurencji. Takie wpływanie państwa na zachowanie przedsiębiorstw, którego celem jest osiągnięcie przez nie większego poziomu efektywności, a tym samym ochrona odbiorców przed nadmiernym wzrostem cen, określane jest mianem regulacji. Poddanie energetyki działaniom mechanizmów konkurencji w każdym z państw odbywało się stopniowo i obierało różne formy. Rozciągnięcie w czasie wdrażania zasad regulacyjnych było podyktowane koniecznością stworzenia odpowiednich ram prawnych i regulacyjnych. Również w Polsce, gdzie historia regulacji energetyki nie jest długa, proces tworzenia mechanizmów substytuujących rynek wprowadzany był stopniowo i w dalszym ciągu nie jest etapem zamkniętym, podlegając różnego typu modyﬁkacjom.

POSKROMIENIE MONOPOLU „Regulacja – stosowanie określonych ustawą środków prawnych, włącznie z koncesjonowaniem, służących do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, prawidłowej gospodarki paliwami i energią oraz ochrony interesów odbiorców”1. Ogólna dostępność energii elektrycznej, pojmowanie jej jako dobra społecznego w konfrontacji ze zróżnicowaniem sił oddziaływania konsumentów oraz dostawców, sprzedawców oraz wytwórców energii elektrycznej sprawia, iż konieczne jest stosowanie przez państwo specjalnego nadzoru nad tą dziedziną gospodarki. Powyższe, a także wpływ zmian cenowych nośników energetycznych na ogólny stan gospodarki, poprzez oddziaływanie np. na poziom inﬂacji, niesie za sobą konieczność umożliwienia wpływu państwa na przedsiębiorstwa za pomocą organów nadzorczych, właścicielskich, a przede wszystkim uregulowań prawnych. Ogólny poziom nadzoru i kontroli wynika z wielu czynników i rozwiązań ustrojowych, służących realizacji doktryn polityki gospodarczej państwa. Do podstawowych rozwiązań ustrojowych można zaliczać wszystkie uregulowania prawne (ustawy, dyrektywy unijne) oraz szczegółowe założenia rządowe, np. dokumenty traktujące o założeniach polityki energetycznej Polski.

Art. 3 pkt. 15 ustawy Prawo energetyczne.

Streszczenie Niniejszy artykuł jest próbą wyjaśnienia istoty regulacji, zawiera jej deﬁnicję oraz podstawowe cechy, które stanowić powinny o jej skuteczności. Zawarto w nim charakterystykę monopoli naturalnych jako tych obszarów, gdzie kontrola państwa jest konieczna i nieunikniona. Kolejnym aspektem poruszonym w opracowaniu są kryteria, które powinny charakteryzować prawidłowo funkcjonujący, sprawny i efektywny system regulacji. Ich dochowanie skutkuje bowiem wzrostem zaufania do działań regulatora. Nie sposób także pominąć kwestii niezależności. Jest ona wciąż przedmiotem dyskusji pomiędzy zainteresowanymi stronami. Instytucje i środowiska domagające się

niezależności regulatora nie są do końca zgodne i przekonane, czy jest to możliwe do osiągnięcia w poszczególnych krajach. Nie ma ściśle określonej wykładni tego pojęcia w stosunku do regulatorów, ale można wyróżnić elementy, które zdecydowanie powinny cechować działania regulatora, aby nie był posądzony o brak niezależności. Ostatnim zagadnieniem wymienionym w opracowaniu jest przedstawienie i scharakteryzowanie dwóch podstawowych systemów regulacyjnych. Analizie poddano system oparty na regulacji stopy zwrotu z kapitału, zwany regulacją kosztową, oraz system oparty na określaniu pewnego pułapu cen wg formuły RPI – X, nazywany regulacją bodźcową.

Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

Przedsiębiorstwa dystrybuujące energię elektryczną siłą rzeczy działają w warunkach monopolu naturalnego, posiadając przez to większe możliwości do generowania nieuzasadnionych zysków w przypadku braku jakiejkolwiek kontroli. Dlatego też w krajach urynkowionych, do których po przemianach ustrojowych należy również Polska, bardzo ważną rzeczą jest równoważenie sił przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców. Można stwierdzić, iż regulacja jest swoistą ingerencją państwa w zasady rządzące gospodarką. Ingerencja ta sprowadza się do sprawowania nadzoru, kontroli działalności oraz określenia reguł zachowań przedsiębiorstw działających w ramach monopoli naturalnych poprzez uregulowania prawne (ustawy, dyrektywy) oraz instytucjonalne (Urząd Regulacji Energetyki). Celem regulacji jest przeciwdziałanie organów państwa dążeniom przedsiębiorstw działających w ramach monopolu do osiągania ponadprzeciętnych, nieuzasadnionych zysków kosztem, w tym przypadku, odbiorców energii elektrycznej. Dokonane w ostatnim czasie przekształcenia w ramach przedsiębiorstw energetycznych, polegające na rozdzieleniu w strukturach działalności mającej znamiona konkurencji (obrót oraz wytwarzanie energii elektrycznej) oraz działalności funkcjonującej w ramach naturalnych monopoli (przesyłanie i dystrybucja energii elektrycznej), spowodowało swego rodzaju zawężenie obszaru regulowanego w ścisłym tego słowa znaczeniu. Regulacja jest wprowadzeniem pewnego rodzaju obostrzeń (zasad) mających na celu zbliżenie działalności monopolistycznej do uwarunkowań rynkowych. Nie ma w tym przypadku oddziaływania bezpośredniej konkurencji na zachowania przedsiębiorców, jednakże stosowane zasady mają wspomagać działanie i rozwój przedsiębiorstw poprzez oddziaływanie na wysokość cen, z czym ściśle związane są wielkości osiągniętych przychodów. Można zaryzykować stwierdzenie, iż już w art. 1 ust 2 ustawy Prawo energetyczne jest wskazanie na konieczność funkcjonowania zasad regulacyjnych oraz ich celu. Stanowi on bowiem: „Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z umów międzynarodowych oraz ochrony interesów odbiorców i minimalizacji kosztów”. Szczególnie grupa celów, takich jak rozwój konkurencji, przeciwdziałanie skutkom naturalnych monopoli oraz ochrona interesów odbiorców, wskazuje na konieczność działań regulacyjnych. Łączna analiza tej grupy celów ustawy ma swe uzasadnienie w aksjomacie, iż najskuteczniejszym narzędziem ochrony interesów odbiorców jest rozwój konkurencji i ograniczanie skutków monopoli, prowadzące do obniżania kosztów i cen. W części tylko, obejmującej działalność za pomocą sieci, monopol ma charakter naturalnego2. W ustawie Prawo energetyczne oraz w wydanych na jej podstawie aktach wykonawczych znalazło się kilka instrumentów służących promowaniu konkurencji i ochronie przed skutkami monopoli, zaliczyć do nich można: • powołanie instytucji regulatora (Urząd Regulacji Energetyki) • uprawnienia koncesyjne prezesa URE • wymóg przedstawienia przez przedsiębiorstwa „sieciowe” taryf do zatwierdzenia.

SUBSTYTUT KONKURENCJI W OBSZARACH MONOPOLI Regulacja – jak wskazano wcześniej – jest rodzajem interwencjonizmu państwowego w obszar działań przedsiębiorstw, poprzez ściśle określone zasady i instytucje, przy zastosowaniu narzędzi tworzących system regulacyjny. Te działania coraz częściej wykorzystywane są wówczas, gdy zawodzą mechanizmy rynkowe, służące zrównoważeniu popytu i podaży w ekonomicznie uzasadnionym rozkładzie korzyści i kosztów. Mechanizmy te również wykorzystywane są, gdy zachodzi konieczność ochrony interesu publicznego, który nie poddaje się weryﬁkacji rynkowej3. W szczególności dotyczy to m.in. sektora elektroenergetycznego, który jest obszarem silnie wpływającym na życie społeczeństwa i funkcjonowanie gospodarki państwa. Wynika to z faktu, iż energia elektryczna w każdym rozwiniętym kraju odgrywa szczególną rolę i jest podstawowym źródłem zaspokajania potrzeb egzystencjalno-funkcjonalnych. Ze względu na strategiczne znaczenie produktu, jakim jest energia elektryczna i usługa 2 3

Baehr J., Stawicki E., Antczak J., Prawo energetyczne, Komentarz, Zakamycze 2003. Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., Regulacja energetyki w Polsce, Warszawa – Toruń 2001, s. 12.

Regulacja rynku energii elektrycznej

jej dostarczania, przez wiele lat obszar ten był pod ścisłą kontrolą państwową i działał w strukturach monopolu naturalnego. Korzenie tych monopoli sięgają czasów, gdy rodziły się struktury sektora energetycznego i jego rozwój. Związane one są także z ustanawianiem wyłączności po stronie podaży świadczenia usług połączonych z dostawą energii4. Obecnie, zgodnie z dążeniem państw członkowskich UE do liberalizacji rynku energetycznego, oczekiwane są i realizowane działania zmierzające do poddania działaniu konkurencji jak największego obszaru związanego z energią elektryczną lub też, tam gdzie nie ma takiej możliwości, ścisłego określenia zasad regulacyjnych, będących substytutem rynku. Można zauważyć, iż regulacja przybierająca różne formy funkcjonuje niemal od początku istnienia sektora energetycznego. Wynika to z faktu dostrzeżenia przez organy władzy wartości, jaką przedstawia sobą energia elektryczna dla społeczeństwa i gospodarki. Istnienie i kultywowanie przez władzę monopolu naturalnego było przez długi okres uważane za coś oczywistego i optymalnego dla całej gospodarki. Funkcjonował pogląd, że taka praktyka ma charakter obiektywny. Usprawiedliwiano ją brakiem konkurencji w sektorze. Jednakże brak konkurencji rodził wiele negatywnych konsekwencji, zarówno dla tych sektorów, jak i całej gospodarki. W energetyce najistotniejszymi konsekwencjami były: brak przymusu racjonalizacji działań w sektorze, czyli brak skutecznego mechanizmu efektywnej alokacji kapitału i pracy, oraz – przede wszystkim – stosowanie charakterystycznego dla monopolu dyktatu cenowego, przenoszącego wszelkie skutki takiego gospodarowania na ﬁnalnych odbiorców (także w sytuacjach funkcjonowania cen urzędowych)5. Występowały także inne niekorzystne zjawiska. Chęć wyeliminowania lub zapobieżenia im doprowadziła do zmian w odbieraniu monopoli w ówczesnym kształcie. Jako przykład negatywnych konsekwencji mogą tu służyć kryzysy energetyczne oraz drastyczny wzrost cen paliw i energii (okres tzw. szoku naftowego z lat 70.). Nie bez znaczenia były także tezy o katastrofalnie eksploatowanych zasobach paliw konwencjonalnych, postrzeganie sektora energetycznego jako bariery wzrostu gospodarczego oraz braku skutecznych narzędzi służących ochronie interesów konsumentów. Zmiany, jakie wymuszał taki stan rzeczy, musiały być oparte na silnych i stabilnych fundamentach, wykorzystujących autorytet i zasoby instytucjonalne państwa. Władze wielu państw zdecydowały się na odejście od sztywnego monopolu, wprowadzając tam, gdzie to możliwe, zasady konkurencji rynkowej. Tam, gdzie nie było i nie jest możliwe wdrożenie zasad rynkowych, zaczęto wykorzystywać narzędzia i rozwiązania formalnoprawne, określone mianem regulacji. Regulacja z założenia ma stanowić substytut konkurencji w obszarach monopoli. W obszarach podlegających regułom konkurencji efektywność przedsiębiorstw na nich występujących jest wymuszona przez chęć osiągnięcia określonych zysków. Osiągnięcie przewagi konkurencyjnej jest celem większości podmiotów gospodarczych. Im szybciej zostanie ona osiągnięta, tym przedsiębiorstwo osiągnie większe zyski początkowe. Siłą rzeczy (w przypadku braku dalszego rozwoju) przewaga ta ulegnie likwidacji, a chęć utrzymania się na rynku będzie skutkowała dzieleniem się z konsumentami wcześniej wypracowanymi zyskami. O efektywnej konkurencji można mówić wtedy, gdy żadna z ﬁrm nie jest w stanie uzyskiwać ponadprzeciętnych zysków (cen) bez utraty udziału w rynku, a jedyną możliwością osiągnięcia większych zysków jest redukcja kosztów. Idea takiego działania legła u podstaw demonopolizacji sektora energetycznego i wprowadzenia zasad konkurencji. Z oczywistych powodów nie można wprowadzić mechanizmów konkurencyjnych do całego sektora energetycznego. Nie ma bowiem racjonalnego i ekonomicznego uzasadnienia dopuszczanie do funkcjonowania wielu podmiotów dystrybuujących towar, jakim jest energia elektryczna, gdyż każde z tych przedsiębiorstw musiałoby tworzyć własną infrastrukturę sieciową, z czym związany byłby oczywisty rozrost kosztów funkcjonowania. Obszary, w których wprowadzane są zasady konkurencji (a więc ograniczana jest regulacja), to wytwarzanie i obrót energią elektryczną. W przypadku przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej skuteczna ochrona konsumentów przed nieefektywnymi działaniami przedsiębiorstw może się odbywać jedynie z wykorzystaniem mechanizmów, na których straży stoi organ regulacyjny. Docelowym modelem sprawowania nadzoru nad obszarem energetyki jest zastosowanie połączonych mechanizmów rynkowych oraz regulacji obszarów objętych monopolem naturalnym.

4 5

Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 13. Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 13.

Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

DOBÓR ZASAD A NIEZALEŻNOŚĆ REGULATORA Podstawową kwestią tworzenia systemu regulacji w państwie jest wyznaczenie ram działania ustawodawcy przy konstruowaniu rozwiązań prawnych, tak aby system funkcjonował sprawnie i efektywnie. Dobrze opracowane i stosowane zasady regulacji mają przede wszystkim służyć osiąganiu takich celów, jak: • ochrona odbiorców energii elektrycznej przed nieuzasadnionym, zawyżonym poziomem cen za świadczone usługi • stymulowanie przedsiębiorstw regulowanych do działań mających na celu racjonalizowanie kosztów działalności, poprzez „wymuszanie” zwiększonej efektywności (działanie to przejawia się przede wszystkim na etapie zatwierdzania stawek opłat poprzez określanie modelowych kosztów działalności) • zapewnienie odpowiedniego poziomu jakości energii elektrycznej i świadczonych usług • wpływ na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Dobrze funkcjonujący organ regulacyjny powinien przede wszystkim cechować się: • stabilnością podejmowanych działań i decyzji • obiektywizmem • przewidywalnością • przejrzystością. Kierowanie się przez regulatora powyższymi zasadami może skutkować zwiększeniem zaufania do jego działań, zarówno ze strony uczestników systemu (odbiorcy, dostawcy), jak i tych podmiotów, które są zainteresowane inwestycjami w sektor energetyczny. Dochowanie powyższych zasad jest w szczególności utrudnione z uwagi na to, iż w pewnych przypadkach mogą występować zakusy rządów do wpływania na decyzyjność organu regulacyjnego. W tym celu – jak to zostało wykazane powyżej – ustawodawcy poszczególnych krajów wprowadzają uregulowania służące jak najdalej posuniętej niezależności regulatora, aby zmienne czynniki polityczne nie miały na niego wpływu. Problem niezależności regulatora jest wciąż przedmiotem dyskusji pomiędzy zainteresowanymi stronami. Nawet instytucje i środowiska głoszące oraz domagające się niezależności regulatora nie są do końca zgodne i przekonane, czy postulat ten jest możliwy do osiągnięcia. Rządy państw z dużą niechęcią wyzbywają się prawa do kontroli politycznej nad działaniami regulatorów, gdyż zdecydowana większość podejmowanych przez nich decyzji ma bezpośredni wpływ na społeczeństwo w postaci zwiększonych kosztów funkcjonowania. Wracając do meritum sprawy, należy zauważyć, iż w poszczególnych krajach, środowiskach i instytucjach istnieją rozbieżności co do samej zasady niezależności. Nie ma ściśle określonej wykładni tego pojęcia w stosunku do regulatorów, ale można wyróżnić elementy, które zdecydowanie powinny cechować działania regulatora, aby nie był posądzony o brak niezależności. Do działań tych zaliczyć należy: • oddzielenie i uniezależnienie od czynników politycznych (sił rządzących) • zachowanie odpowiedniego dystansu do poszczególnych uczestników systemu, tj. przede wszystkim konsumentów i przedsiębiorstw energetycznych • niezależność instytucjonalna, rozumiana jako wyodrębniony organ ﬁnansowany ze źródeł określonych w ustawie (np. koncesje) przez uczestników systemu; pod tym pojęciem należy także rozumieć np. odrębne zasady wynagradzania pracowników. Z powodu dysproporcji w sile oddziaływania na siebie przedsiębiorstw energetycznych i klientów, regulator z założenia sprawuje zdecydowanie większy „nadzór” nad działaniami przedsiębiorstw energetycznych. Dzięki temu może realizować takie cele, jak: • ochrona konsumentów przed niepożądanymi działaniami przedsiębiorstw energetycznych działających w ramach monopolu naturalnego • promocja efektywności ekonomicznej w celu zmniejszenia oddziaływania kosztowego na ceny świadczonych usług • ochrona kapitału inwestorów (w szczególności prywatnych) przed wpływami decyzji polityczno-gospodarczych rządów. Regulacja przedsiębiorstw energetycznych jest procesem skomplikowanym z powodu wielu uwarunkowań wewnętrznych (sektorowych) i zewnętrznych (politycznych). Trzeba zauważyć, iż naturalnym dążeniem ekip

Regulacja rynku energii elektrycznej

rządzących jest umożliwienie sobie wpływania na decyzje regulatora, w szczególności gdy dotyczą one cen za świadczone usługi. Niejednokrotnie w historii chociażby regulacji polskiego sektora elektroenergetycznego wydawane przez regulatora decyzje nie były oparte wyłącznie na przesłankach ekonomicznych czy efektywnościowych, ale progospodarczych, dotyczących np. wpływu wzrostu cen energii i usług na ogólny poziom inflacji. Można stwierdzić, że sztuczne zaniżanie cen i stawek za świadczone usługi wiązało się z określonymi konsekwencjami finansowymi dla regulowanych przedsiębiorstw. Ponieważ przedsiębiorstwa te były podmiotami państwowymi, działanie takie w pierwszej fazie regulacji nie niosło za sobą komplikacji w postaci spraw sądowych. Wraz z postępującą liberalizacją i prywatyzacją przedsiębiorstw należy się liczyć z możliwością braku przyzwolenia właścicieli przedsiębiorstw na działania, które z założenia będą miały charakter polityczny. Należy przy tym zaznaczyć, iż w rozwijającym się polskim systemie regulacji na przestrzeni ostatnich lat widać znaczące ograniczenie wpływów politycznych na podejmowane decyzje. Zagwarantowanie przez państwo czytelnych zasad funkcjonowania regulatora, jego braku podatności na doraźne potrzeby polityczne, jest warunkiem koniecznym do przyciągnięcia prywatnych inwestorów, którzy nie będą obawiali się o losy poczynionych przez siebie inwestycji. Jest to tym bardziej obarczone ryzykiem, że inwestycje w sektor energetyczny są inwestycjami długoterminowymi, zarówno pod względem wykonawstwa, jak i eksploatacji. Jeśli inwestorzy poruszają się w stabilnym i jasnym otoczeniu regulacyjnym, ich decyzje obarczone są mniejszym ryzykiem, a koszt zaangażowanego kapitału jest zdecydowanie niższy. Jednak z powodu na możliwości wystąpienia różnych zmian w otoczeniu, zarówno rynkowych, jak i technologicznych, działania regulatora muszą być na nie czułe i wyważone. W prawidłowo funkcjonującym systemie regulacyjnym powinny istnieć ograniczenia, zarówno czynników politycznych wpływających na regulatora, jak i samego organu regulacyjnego. Istotnym aspektem bowiem jest to, aby ramy działania regulatora i swoboda decyzyjna uniemożliwiały podejmowanie arbitralnych, niczym nieograniczonych i nieodwołalnych decyzji. W związku z powyższym konieczne jest określenie pewnego rodzaju swobody decyzyjności regulatora. Zakres uprawnień regulatorów w poszczególnych krajach i obszarach regulacyjnych (sektorach gospodarki) się różni. Spotyka się systemy regulacyjne oparte na bardzo dużej swobodzie decyzyjnej regulatora, np. w USA, lub też takie, w których regulacje wdrażane są poprzez wiele unormowanych rozwiązań prawnych, ograniczających zakres swobody. Zdecydowana większość spotykanych rozwiązań regulacyjnych umiejscowiona jest pomiędzy skrajnymi przykładami. Najważniejszym aspektem jest określenie swobody decyzyjnej poprzez wskazanie kompetencji poszczególnych instytucji, która zminimalizuje możliwość wystąpienia nadużyć. Naturalną konkluzją jest stwierdzenie, iż nie można powierzyć roli regulatora ministrom, gdyż w żaden sposób nie uniknie się wpływów polityki. Dodatkowo, z powodu stosowanych w większości krajów systemów wynagradzania służby publicznej, nie byłoby możliwości utrzymania wysoko wykwalifikowanej kadry specjalistów. Idealnym rozwiązaniem jest więc powołanie instytucji charakteryzującej się autonomią instytucjonalną i po części finansową, z zagwarantowaną kadencyjnością urzędu. Utworzenie niezależnego organu regulacyjnego (urzędu) jest utrudnione w państwach, które charakteryzują się małą tradycją niezależności instytucji publicznych. Reasumując, gwarancją uznania regulatora jako instytucji silnej i wiarygodnej jest jego: • niezależność • odpowiednie odizolowanie od nacisków politycznych • określenie obiektywnych i jasnych zasad funkcjonowania • poddanie rygorom odwoławczym.

DWA BIEGUNY, CZYLI ANALIZA CZY PROGNOZA KOSZTÓW Najbardziej rozpowszechnionymi systemami regulacyjnymi, szeroko opisywanymi w literaturze i podlegającymi wielu analizom, są: • system oparty na regulacji stopy zwrotu z kapitału, tzw. regulacja kosztowa • system oparty na określaniu pewnego pułapu cen wg formuły RPI – X, nazywany regulacją bodźcową6. 6

Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 26.

Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

Źródeł metody regulacyjnej opartej na kosztach należy szukać w USA, gdzie system regulowania prywatnych przedsiębiorstw energetycznych oparty jest na wieloletnich doświadczeniach. Specyfiką kultury przedsiębiorczości w Stanach Zjednoczonych jest przywiązanie i poszanowanie własności prywatnej oraz otoczenie jej szczególną ochroną. Ma to także odzwierciedlenie w założeniach funkcjonującego systemu regulacji, w którym to kluczową rolę odgrywa zasada wynagradzania zainwestowanego kapitału poprzez gwarancję zwrotu poniesionych nakładów oraz związaną z nią określoną stopę zwrotu, zachęcającą inwestorów do dalszej działalności, a także jej rozszerzania. Należy jednak zauważyć, iż takie bezkrytyczne zagwarantowanie właścicielowi określonej stopy zwrotu z kapitału nie do końca jest zgodne z przyjętym w większości krajów założeniem obrony odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen. W sytuacji, gdy właściciel ma zagwarantowany poziom przychodów (zysku), nie leży w jego interesie dbałość o zwiększanie poziomu efektywności przedsiębiorstwa. Sytuacja ta dotyczy zarówno kosztów działalności przedsiębiorstwa (koszty operacyjne), jak i poziomu nakładów inwestycyjnych. W skrajnych przypadkach taka polityka regulacyjna może doprowadzić do znaczącego przeinwestowania i niepotrzebnego, ponadstandardowego podnoszenia norm jakościowych obsługi. Siłą rzeczy, taki układ powoduje brak bodźców skłaniających przedsiębiorstwa do redukcji kosztów, a co za tym idzie generowania dodatkowej korzyści dla odbiorców w postaci spadku cen usług. Mimo że zyski danego przedsiębiorstwa nie przekraczają dozwolonej i zaakceptowanej przez regulatora wielkości, to w wyniku zagwarantowania przeniesienia prawie wszystkich kosztów działalności oraz braku wiedzy regulatora, jaki jest ich efektywny poziom, posiada on ograniczone możliwości egzekwowania ich redukcji. Brak wiedzy o poziomach efektywności przedsiębiorstw sektora powoduje, że regulator dodatkowo stoi przed problemem możliwości wystąpienia (w wyniku zbyt rygorystycznej polityki regulacyjnej) niedoinwestowania, a przez to obniżenia standardów jakościowych obsługi i bezpieczeństwa dostaw. Ten rodzaj regulacji sprowadza się w istocie rzeczy do szczegółowego nadzoru nad kosztami i zyskiem przedsiębiorstw. Regulacja kosztowa wykorzystuje w swoich analizach informacje o rzeczywistych kosztach historycznych i wymaga od regulatora ich wnikliwej weryfikacji. Z założenia regulacja kosztowa zapewnia przedsiębiorstwu przenoszenie w cenach kosztów operacyjnych, amortyzacji i zwrotu z zaangażowanego kapitału. W przypadku wystąpienia zjawisk zewnętrznych, powodujących wzrost kosztów działalności, przedsiębiorstwo może wnioskować o podwyżkę. Mając na względzie wspomnianą wadę regulacji kosztowej, polegającą na braku dostatecznej wiedzy co do poziomu efektywności, regulator w celu wymuszenia jej poprawy stosował wyrywkowe kontrole, które miały dać odpowiedź co do zasadności inwestycji. W tym przypadku jednak nie do końca mógł wpływać na procesy inwestycyjne przedsiębiorstw, ponieważ zawsze występuje tzw. asymetria informacyjna. Przedsiębiorstwo zawsze będzie stało na pozycji uprzywilejowanej co do wiedzy z zakresu polityki inwestycyjnej czy działalności operacyjnej. Regulator nigdy nie będzie posiadał takiej wiedzy o firmie i jej kosztach, jak zarządzający przedsiębiorstwem. Regulator, próbując wymusić na przedsiębiorstwie zwiększenie efektywności, może zastosować tzw. opóźnienie regulacyjne, polegające na jak najdłuższym odwlekaniu decyzji dotyczącej wzrostu cen. W takiej sytuacji przedsiębiorstwo, mając na uwadze pogarszający się z każdym dniem wynik, będzie samo dążyło do ograniczenia kosztów działalności. Można zaryzykować stwierdzenie, że regulacja kosztowa z wykorzystaniem mechanizmu opóźnienia regulacyjnego jest metodą prowadzącą w ostateczności do ograniczenia kosztów i poprawy efektywności. Należy jednak pamiętać, iż w przypadku zastosowania tego mechanizmu w stosunku do przedsiębiorstw efektywnych może to spowodować osiągnięcie efektu odmiennego od zakładanego, tzn. pogorszenie warunków świadczonych usług, a w konsekwencji konieczność stosowania w późniejszym okresie ponadprzeciętnego wzrostu cen. Stosowanie metody opóźnienia regulacyjnego wymaga od regulatora dużego wyczucia chwili, w której podejmowane decyzje będą powodowały rzeczywiste pogorszenie się warunków działalności przedsiębiorstw. Drugi z wymienionych na wstępie tego rozdziału systemów regulacji, tj. regulacja bodźcowa, powstał w wyniku analizy metody kosztowej i niekiedy nazywany jest ucywilizowaną formą opóźnień regulacyjnych. U podstaw tego systemu leży system zachęt i kar, które mają wymuszać na przedsiębiorstwach regulowanych zachowania oczekiwane przez regulatora. W regulacji bodźcowej stosowanej w Polsce zasadniczym elementem jest stosowanie tzw. okresów regulacyjnych oraz rezygnacja z corocznej kontroli kosztów. Po upływie okresu regulacyjnego, trwającego minimum 3–5 lat, przeprowadzany jest tzw. przegląd regulacyjny. Na podstawie tego przeglądu określane są warunki brzegowe na następny okres regulacyjny. Szczegółowej kontroli podlegają w nim prognozy kosztów, projekcje przychodów, wielkości sprzedaży oraz dostaw energii i mocy. Po określeniu warunków brzegowych regulator

Regulacja rynku energii elektrycznej

określa ścieżkę maksymalnych wzrostów (zmian) w kolejnych taryfach przedsiębiorstwa (w ramach okresu regulacyjnego). Warunkiem brzegowym przy określeniu tempa zmian jest formuła RPI – X, gdzie RPI to poziom inflacji (indeks wzrostu cen detalicznych), a X to zakładana (oczekiwana) przez regulatora poprawa efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa. Formuła ta nosi nazwę pułapu cenowego7. Zasadniczą zaletą tej regulacji jest prawo przedsiębiorstwa do zachowania zysków z poprawy efektywności w poszczególnych okresach pomiędzy przeglądami regulacyjnymi. Wydłużenie okresu regulacji zwiększa dążenie przedsiębiorstw do poprawy efektywności. Dodatkowo korzyściami, jakie osiągnie przedsiębiorstwo poprzez zwiększenie efektywności, dzieli się ono z odbiorcami w następnym okresie regulacji. Nie byłoby bowiem żadnej zachęty ze strony regulatora, gdyby całość wypracowanego zysku była przenoszona na odbiorców. Przedsiębiorstwa nie miałyby bowiem żadnego interesu w poprawie efektywności działania. Należy przy tym zaznaczyć, iż metoda ta wymaga także od regulatora prowadzenia ścisłej kontroli standardów jakościowych, które teoretycznie mogłyby zostać obniżone poprzez pogoń przedsiębiorstw za obniżką kosztów działalności w celu osiągnięcia założonych zysków. Firmy energetyczne mogą bowiem skłaniać się do odsuwania w czasie inwestycji odtwarzających majątek. Może to skutkować obniżeniem bezpieczeństwa i niezawodności pracy sieci, co w związku ze specyfiką branży energetycznej może mieć katastrofalne skutki, zagrażające bezpieczeństwu obywateli. Jako przykład warto przytoczyć sytuację, która miała miejsce w Wielkiej Brytanii w drugiej połowie XIX wieku. Wówczas to bowiem konkurencja pomiędzy przedsiębiorstwami dystrybucji gazu – w samym Londynie było ich 14 – doprowadziła do absurdalnie niskich kosztów działalności. Ich obniżenie odbywało się oczywiście kosztem stanu technicznego infrastruktury sieciowej, co miało wpływ na znaczną liczbę śmiertelnych zatruć gazem. Na kanwie tych doświadczeń władze Anglii, a w późniejszym czasie także innych państw, zaczęły baczniej przyglądać się działalności monopoli naturalnych i ingerować w ich poczynania. Firmy komunalne zaczęły wypierać z rynku prywatne firmy. Można powiedzieć, że były to początki obecnej regulacji monopoli. Jak to zostało wcześniej zasygnalizowane, w metodzie regulacji pułapowej, po przeprowadzonym przeglądzie regulacyjnym, ustalany jest przez regulatora pułap przychodów, tzw. przychód regulowany, dla pierwszego roku regulacji. Określone zostają również współczynniki dla każdego następnego roku, według których przychód będzie indeksowany w kolejnych latach. W przeciwieństwie do metody zwrotu z kapitału, przedsiębiorstwo nie może dowolnie podnosić cen w przypadku ponoszenia zwiększonych kosztów działalności. Taki stan rzeczy implikuje konieczność podejmowania przez przedsiębiorstwo działań proefektywnościowych, w celu zapobieżenia negatywnym skutkom zmian kosztów. Dodatkowo, w związku z przyjęciem formuły RPI – X i zastosowaniem jej do wszystkich podmiotów, wszelkie zmiany uwarunkowań zewnętrznych działalności dotykają wszystkie firmy działające na rynku. Kolejnym aspektem działającym na korzyść tej metody jest fakt, iż w sytuacji, gdy przedsiębiorstwo w okresie regulacyjnym dokona zdecydowanej poprawy efektywności i w konsekwencji tego obniży koszty działalności poniżej poziomu uznanego przez regulatora za uzasadniony, będzie czerpało z tego ponadprzeciętne zyski, które w całym okresie regulacji będą zachowane dla właściciela. Można powiedzieć, iż regulacja pułapowa wynagradza działania podejmowane w celu poprawy efektywności. Wysokość tzw. przychodu regulowanego określana jest na bazie uzasadnionych kosztów operacyjnych, amortyzacji oraz zwrotu z kapitału, a więc identycznie jak w przypadku regulacji kosztowej. Zasadniczą różnicą jest natomiast podejście do wysokości kosztów operacyjnych. W metodzie pułapowej nie są to bowiem każde koszty operacyjne, a modelowe koszty uzasadnione, czyli takie, które ponosiłoby w przyszłości hipotetyczne przedsiębiorstwo działające w sposób efektywny. Koszty uzasadnione są określane przez regulatora na podstawie danych historycznych oraz wypracowanych modeli ekonometrycznych, sprowadzających wszystkie przedsiębiorstwa do jednego pułapu, tj. umożliwiające ich porównywalność. Istotnym elementem regulacji pułapowej jest określenie długości okresu regulacyjnego, który ma istotny wpływ na motywację przedsiębiorstwa do obniżki kosztów oraz podział korzyści między odbiorców a właściciela. Oczywiste jest, że z punktu widzenia przedsiębiorstwa, którego kierownictwo widzi możliwość podjęcia działań mających na celu poprawę efektywności, najbardziej pożądane jest określenie jak najdłuższego okresu regulacji. W tym czasie bowiem przedsiębiorstwo będzie mogło czerpać korzyści z poprawy efektywności i jednocześnie oddalać w czasie konieczność dzielenia się nimi z konsumentami. W polskim systemie regulacyjnym to na prezesie URE spoczywa obowiązek określenia m.in. długości okresu regulacyjnego. Do zakresu działania prezesa URE należy ustalanie: 7

Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 29.

Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

• współczynników korekcyjnych, określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej • okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych • wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału8. Głównym założeniem formuły pułapowej jest obniżenie zależności koszty – cena. Jednak trzeba mieć na uwadze, że zbyt drastyczne zerwanie tych relacji może doprowadzić do dwóch skrajnych sytuacji, tj.: • gdy nastąpi niedopuszczalne pogorszenie sytuacji ﬁnansowej właścicieli, doprowadzając w konsekwencji do zaniechania inwestycji • przedsiębiorstwa będą uzyskiwały nadmierne, niczym nieuzasadnione zyski, przez co regulator może spotkać się z zarzutem braku należytej ochrony interesów odbiorców. Poszukiwania optymalnych rozwiązań regulacyjnych prowadzą do opracowywania różnych metod pośrednich. Taką metodą jest z pewnością metoda regulacji porównawczej, która opiera się na opracowaniu systemu miar i wskaźników umożliwiających porównanie ze sobą różnych ﬁrm z sektora i w efekcie odpowiednie wyznaczenie zindywidualizowanych parametrów poprawy efektywności ich funkcjonowania9. Regulacja cen poprzez porównanie kosztów przedsiębiorstw, które ze sobą nie konkurują (brak wpływu magicznej ręki rynku), stanowi imitację konkurencji, bowiem zamiast klienta, który na rynku konkurencyjnym wybiera produkt tańszy (o tej samej jakości), przedsiębiorstwo otrzymuje cenę odgórnie. Do czasu, gdy przedsiębiorstwo nie dostosuje swoich kosztów do otrzymanej ceny, nie będzie generowało zysków dla właściciela.

BIBLIOGRAFIA 1. Dyrektywa 96/92/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej z dnia 19 grudnia 1996 r. w sprawie jednolitych zasad rynku energii elektrycznej, OJ EC Nr L 27, 30/01/1997, s. 20–29. 2. Dyrektywa 2003/54/WE dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca Dyrektywę 96/92/WE (Dz. Urz. WE L 176 z 15.07.2003). 3. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz. U. nr 93, poz. 623 z dnia 29 maja 2007 r. z późniejszymi zmianami. 4. Ustawa o ochronie konkurencji i konsumentów, Dz. U. z 2007 r., nr 50, poz. 331 z późniejszymi zmianami. 5. Ustawa z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalności gospodarczej (Dz. U. nr 173, poz. 1807 ze zm.). 6. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. nr 89, poz. 625 z późniejszymi zmianami). 7. Baehr J., Stawicki E., Antczak J., Prawo energetyczne. Komentarz, Poznań 2001. 8. Baehr J., Stawicki E., Antczak J., Prawo energetyczne. Komentarz, Zakamycze 2003. 9. Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., Regulacja energetyki w Polsce, Warszawa – Toruń 2001. 10. Praca pod redakcją dr A. Dobroczyńskiej, Energetyka w Unii Europejskiej, Biblioteka Regulatora, Warszawa 2003.

8 9

art. 23 ust. 2 pkt. 3 lit. a), b) i c) ustawy Prawo energetyczne. Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 31.

rg nergetica.o e a t c .a w w w

Roman Partyka / Politechnika Gdańska Daniel Kowalak / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Roman Partyka Gdańsk / Polska

Daniel Kowalak Gdańsk / Polska

Studia magisterskie ukończył w roku 1972 na Politechnice Gdańskiej. W roku 1987 uzyskał stopień doktora nauk technicznych, a w roku 2007 stopień doktora habilitowanego w dziedzinie elektrotechnika, również na Politechnice Gdańskiej. Pracuje w Katedrze Wysokich Napięć i Aparatów Elektrycznych Politechniki Gdańskiej. Badania naukowe związane są z elektroenergetyką, a zwłaszcza łukiem zwarciowym.

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2006). Obecnie zatrudniony jest na macierzystej uczelni na stanowisku asystenta. Obszar zainteresowań naukowych to: technika wysokich napięć, ﬁzyka plazmy, zwarcia łukowe i ochrona przed ich skutkami, elektryczny łuk łączeniowy i projektowanie aparatów elektrycznych.

Dynamika łuku zwarciowego przemieszczającego się wzdłuż szyn rozdzielnic wysokiego napięcia

DYNAMIKA ŁUKU ZWARCIOWEGO PRZEMIESZCZAJĄCEGO SIĘ WZDŁUŻ SZYN ROZDZIELNIC WYSOKIEGO NAPIĘCIA dr hab. inż. Roman Partyka / Politechnika Gdańska mgr inż. Daniel Kowalak / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Podczas zwarć łukowych działanie elektrodynamiczne prądu powoduje przemieszczanie się łuku wzdłuż szyn. Wskutek szybkiego nagrzewania powietrza przez łuk wewnątrz rozdzielnicy, wzrastające ciśnienie może stanowić zagrożenie dla drzwi i osłon rozdzielnic. W rozdzielnicach osłoniętych z izolacją powietrzną skutki zwarć łukowych zależą od mocy łuku i czasu trwania zwarcia. Dlatego celowe jest minimalizowanie skutków cieplnych i elektrodynamicznych podczas zwarć łukowych, polegające przede wszystkim na skracaniu czasów trwania zwarć i ograniczaniu przemieszczania się łuku podczas jego wędrówki wzdłuż szyn. 2. INDUKCJA MAGNETYCZNA I SIŁY ELEKTRODYNAMICZNE MIĘDZY SZYNAMI W stanach ustalonych i w przebiegach wolnozmiennych (1) zaś indukcja magnetyczna (2) gdzie:

H – wektor natężenia pola magnetycznego J – wektor gęstości prądu A – potencjał wektorowy. Siła wypadkowa działająca na element przewodnika o objętości Ω, znajdującego się w polu magnetycznym, wyraża się zależnością: (3)

Streszczenie W artykule zaprezentowano wyniki obliczeń indukcji magnetycznej oraz sił elektrodynamicznych, działających na kolumny łuku podczas zwarć na szynach rozdzielnic średniego napięcia z izolacją powietrzną. Odstęp (w świetle) między szynami wynosił 120 mm, a spodziewane prądy zwarciowe od 4 kA do 8 kA. Przedstawiono też wyniki pomiarów średniej prędkości łuku zwarciowego w zależności od prądów oraz odległości między szynami. Wyznaczono i przedstawiono zależność zastępczej średnicy łuku od prądu łuku. Na podstawie wyników obliczeń: sił elektrodyna-

micznych działających na łuk oraz zastępczej średnicy łuku, jak również – wyników pomiarów prędkości łuku, przedstawiono zależność współczynnika oporu aerodynamicznego łuku od prądu łuku. W podsumowaniu stwierdzono między innymi możliwość zmiany kierunku ruchu łuku wskutek zmian kierunku sił elektrodynamicznych. Zwrócono uwagę na deformację kolumn łukowych i wzrost napięcia łuku, które powodują wzrost mocy łuku, a zatem większe skutki trójfazowych zwarć łukowych w rozdzielnicach.

Roman Partyka / Politechnika Gdańska Daniel Kowalak / Politechnika Gdańska

3. WYNIKI OBLICZEŃ INDUKCJI ORAZ SIŁ Analizie poddano płaski układ trzech szyn miedzianych o wymiarach przekroju poprzecznego 40x5 mm i 40x10 mm oraz odstępie między szynami 120 mm. W obliczeniach uwzględniono prądy zwarć łukowych w zakresie od 4 kA do 8 kA. Na podstawie wcześniejszych badań stwierdzono, że podczas zwarcia łukowego trójfazowego na szynach ułożonych w jednej płaszczyźnie palą się dwa łuki – między fazą (szyną) środkową L2 a szynami zewnętrznymi L1 i L3 [2]. Wykorzystując zależności (1), (2) i (3), obliczono indukcję (rys. 1 i 2) oraz siły działające na łuk podczas zwarcia na szynach. Do obliczeń wykorzystano program Flex PDE v. 5.1.2 [1]. Przebieg siły wypadkowej, działającej na kolumnę łukową L1-L2 przedstawiono na rys. 3, a zależność średniej siły wypadkowej Fyśr działającej na łuk L1-L2 (ułożony prostopadle do osi szyn) od prądu łuku IL przedstawiono na rys. 4. Zakładając, że w chwili powstania zwarcia wartość prądu w fazie L2 jest równa 0, po czasie ok. 8 ms siła wypadkowa działająca na kolumnę łukową L1-L2 ma wartość minimalną, a łuk przemieszcza się w stronę źródła zasilania. Na łuk działają jednocześnie dwie siły: od prądów szyny L1 i łuku (siła skierowana od źródła zasilania) i od prądów szyny L2 i łuku L1-L2 (siła skierowana do źródła zasilania). Takie współdziałanie sił powoduje deformację łuku i znaczne jego wydłużenie (rys. 2). Dalej powoduje to wzrost napięcia łuku. Deformacja łuku i przesunięcie stóp łuku zwiększa siły jednostkowe (przeciwnie skierowane), działające na łuk w pobliżu stóp łuku (rys. 5, krzywa 2).

Rys. 1. Składowa zgodna z kierunkiem osi z indukcji Bez [T] (z = 0) podczas trójfazowego zwarcia łukowego – łuk L1-L2 prostopadły do osi szyn; t = ok. 8 ms, prąd łuku IL = 4 kA, szyny 40x5 mm, siła wypadkowa Fy = – 0,82 N (skierowana do źródła zasilania)

Dynamika łuku zwarciowego przemieszczającego się wzdłuż szyn rozdzielnic wysokiego napięcia

Rys. 2. Składowa zgodna z kierunkiem osi z indukcji Bez [T] (z = 0) – łuk L1-L2 przesunięty; t = ok. 8 ms, siła wypadkowa Fy = –2,8 N, warunki jak na rys. 1

Rys. 3. Przebieg siły wypadkowej Fy działającej na kolumnę L1-L2; prąd łuku IL = 4 kA, szyny 40x5 mm

Rys. 4. Zależność średniej siły wypadkowej Fyśr działającej na łuk L1-L2 od prądu łuku IL

1,6

1,2

0,8

0,4

Rys. 5. Zależność siły jednostkowej fy działającej na łuk L1-L2 od odległości x (od krawędzi szyny L2 w kierunku szyny L1); 1 – łuk wg rys. 1, 2 – łuk wg rys. 2, warunki jak na rys. 1

Rys. 6. Zależność pomierzonej średniej prędkości łuku vL wzdłuż trójfazowego płaskiego układu szyn od prądu łuku IL i odległości między szynami d; 1 – d = 120 mm, 2 – d = 180 mm, 3 – d = 240 mm [2]

Roman Partyka / Politechnika Gdańska Daniel Kowalak / Politechnika Gdańska

4. PRĘDKOŚĆ ŁUKU W analizie zjawisk towarzyszących zwarciom łukowym istotna jest prędkość przemieszczania się łuku wzdłuż szyn. Prędkość ta zależy od prądów zwarciowych i odległości między szynami. Analiza prędkości jest szczególnie istotna przy krótkich czasach wyłączania zwarć z łukiem wędrującym, ponieważ przy tych samych prądach i odległościach między szynami moc i energia zwarcia łukowego będzie mniejsza w porównaniu z mocą i energią zwarć z łukiem stacjonarnym. Przy tych samych prądach i odległościach między szynami napięcie łuku wędrującego jest mniejsze od napięcia łuku stacjonarnego [2]. Na rys. 6 przedstawiono wyniki pomiarów prędkości łuku vL, w zależności od prądów zwarciowych IL przy różnych odległościach między szynami [2]. Zaobserwowano praktycznie proporcjonalną (w przybliżeniu liniową) zależność prędkości łuku vL od prądu IL. Istnieją metody analityczne, umożliwiające obliczanie prędkości łuku. Prędkość łuku może być deﬁniowana zależnością (4) gdzie: vL – prędkość łuku kFL – współczynnik zależny od rodzaju zwarcia cL – współczynnik oporu aerodynamicznego łuku Fy – średnia siła oddziaływania elektrodynamicznego na łuk, np. na kolumnę łuku L1-L2 AL. –zastępcze pole powierzchni kolumny łukowej jako rzut na płaszczyznę prostopadłą do osi szyn ρ – gęstość gazu. Siła oddziaływania elektrodynamicznego łuku FL jest proporcjonalna do kwadratu prądu IL, a pole powierzchni AL zwiększa się ze wzrostem prądu IL. W obliczeniach należy też uwzględnić opór aerodynamiczny gazu wypełniającego rozdzielnicę, stawiany kolumnie łuku poruszającego się wzdłuż szyn. Do obliczenia prędkości łuku vL wg zależności (4) niezbędne są wartości wyszczególnionych współczynników i wielkości, które najczęściej są wyznaczane doświadczalnie. Zastępcze pole powierzchni AL wyznaczono na podstawie wyników obliczeń zastępczej średnicy łuku dL. Według literatury [3] średnica łuku dL chłodzonego w otoczeniu gazu wynosi (5) gdzie: p – ciśnienie gazu, MPa; przyjęto p = 0,1 MPa IL – prąd łuku, A k = 0, 4 × 10-2, m = 0,22÷0,27, n = 0,65 1,64 1,6 1,56 1,52 1,48

Rys. 7. Zależność zastępczej średnicy łuku dL od prądu łuku IL

Rys. 8. Zależność współczynnika oporu aerodynamicznego cL od prądu łuku IL

Dynamika łuku zwarciowego przemieszczającego się wzdłuż szyn rozdzielnic wysokiego napięcia

Zależność zastępczej średnicy łuku dL od prądu łuku przedstawiono na rys. 7. Wykorzystując wyniki pomiarów średniej prędkości łuku oraz wyniki obliczeń zastępczej średnicy kolumny łuku, przekształcając zależność (4), przeprowadzono analizę zmian współczynnika oporu aerodynamicznego łuku cL. Zależność współczynnika cL od prądu łuku IL przedstawiono na rys. 8. W obliczeniach przyjęto: kFL = 0,8 oraz gęstość gazu ρ20 = 1,18 kg/m3.

5. PODSUMOWANIE Wyniki obliczeń indukcji magnetycznej oraz sił elektrodynamicznych w warunkach łuku zwarciowego na szynach rozdzielnic osłoniętych z izolacją powietrzną umożliwiają szerszą analizę prędkości przemieszczania się łuku wzdłuż szyn w zależności od parametrów łuku i konﬁguracji szyn. Wykorzystując dodatkowo wyniki pomiarów średniej prędkości łuku w układzie szyn płaskich, można obliczyć średnicę łuku oraz współczynnik charakteryzujący jego opór aerodynamiczny. Przedstawiona wyżej analiza pozwala na sformułowanie następujących wniosków: 1. Podczas trójfazowych zwarć łukowych na szynach ułożonych w jednej płaszczyźnie prędkości przemieszczania się każdego z dwóch łuków (palących się między szyną środkową a zewnętrznymi) mogą się różnić z powodu działania sił elektrodynamicznych układu trójfazowego. 2. Siły elektrodynamiczne powodują deformację i wydłużanie łuku oraz wzrost napięcia łuku. To powoduje wzrost mocy łuku i powiększa skutki zwarcia w rozdzielnicach średniego napięcia. 3. Zmniejszanie się wartości współczynnika cL wraz ze wzrostem prądu IL może wskazywać na malejący wpływ zjawiska cofania się łuku na wypadkową prędkość łuku. Cofanie się łuku, czyli zmiana kierunku jego przemieszczania się wzdłuż szyn, wynika z oddziaływania sił elektrodynamicznych układu trójfazowego szyn. Dokładna analiza ruchu łuku wzdłuż szyn umożliwia lepszą ocenę skutków zwarć łukowych w rozdzielnicach i może się przyczynić do znacznego ograniczenia tych skutków, a tym samym zwiększyć niezawodność oraz bezpieczeństwo eksploatacji tych rozdzielnic.

BIBLIOGRAFIA 1. Flex PDE 5.1.2. User Guide. PDE Solution Inc. 2005. 2. Partyka R., Badanie skutków zwarć łukowych w rozdzielnicach osłoniętych, Monograﬁe 70, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006. 3. Ciok Z., Procesy łączeniowe w układach elektroenergetycznych, WNT Warszawa 1982.

Michał Porzeziński / Politechnika Gdańska Grzegorz Redlarski / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Michał Porzeziński Gdańsk / Polska

Grzegorz Redlarski Gdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1992). Tam też uzyskał stopień doktora nauk technicznych (2001). Zatrudniony na stanowisku adiunkta. Główne zainteresowania badawcze dotyczą obszarów: techniki mikroprocesorowej, systemów automatyki budynku oraz komputerowych systemów sterowania i nadzoru.

W 2000 roku ukończył Politechnikę Gdańską, Wydział Elektrotechniki i Automatyki, na którym w 2003 roku uzyskał stopień doktora w dyscyplinie Elektrotechnika. Obecnie jest zatrudniony na stanowisku adiunkta, prowadzi badania naukowe z zakresu m.in.: synchronizacji obiektów elektroenergetycznych, niezawodności i wydajności transmisji w sieciach komputerowych oraz zastosowań systemów komputerowych w technice.

Niezawodność transmisji danych protokołu UDP w elektroenergetycznych systemach teletransmisyjnych współpracujących z siecią Internet

NIEZAWODNOŚĆ TRANSMISJI DANYCH PROTOKOŁU UDP W ELEKTROENERGETYCZNYCH SYSTEMACH TELETRANSMISYJNYCH WSPÓŁPRACUJĄCYCH Z SIECIĄ INTERNET dr inż. Michał Porzeziński / Politechnika Gdańska dr inż. Grzegorz Redlarski / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIE Obserwowany rozwój nowoczesnych technik mikroprocesorowych i informatycznych systemów przetwarzania danych na przestrzeni ostatnich lat związany jest bezpośrednio z rozwojem elektroenergetycznych systemów telekomunikacyjnych, opartych m.in. na technologii światłowodowej. Nowe rozwiązania znajdują wiele zastosowań praktycznych, począwszy od łączności w podsystemach telefonii stacjonarnej i mobilnej, poprzez transmisję danych w lokalnych sieciach komputerowych LAN (ang. Local Area Network), a skończywszy na procesach transmisji urządzeń pomiarowych i telemechaniki. Odgrywają zatem kluczową rolę podczas sterowania pracą systemu elektroenergetycznego, szczególnie z zakresu regulacji pierwotnej i wtórnej, sterowania dyspozytorskiego i elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej [3]. Ponadto z łatwością są wykorzystywane do zadań monitorowania stanu wielu układów i urządzeń tworzących strukturę systemu elektroenergetycznego (SEE). W strukturze elektroenergetycznego systemu teletransmisyjnego wyróżnić można dwa obszary sieci: szkieletowej SDH/ATM (ang. Synchronous Digital Hierarchy/Asynchronous Transfer Mode) i dostępowej PDH (ang. Plesiochronous Digital Hierarchy). Urządzenia sieci szkieletowej są instalowane w ważniejszych placówkach SEE, takich jak rejony energetyczne czy centralna siedziba spółki, natomiast urządzenia sieci dostępowej są instalowane z reguły w stacjach i na posterunkach elektroenergetycznych. W obrębie sieci SDH/ATM stosuje się topologię fizyczną podwójnego pierścienia typu B-SHR, w tym rozwiązaniu połączenia fizyczne realizowane są równoległymi liniami światłowodowymi, wbudowanymi w przewody odgromowe OPGW (ang. Optical Ground Wire). W obrębie takiej topologii fizycznej stosowanych jest wiele technologii (np. STM-1, STM-4, STM-16) i standardów (np. łącza V.24, V.35, G.703) umożliwiających komunikację o różnych parametrach transmisji. W zakresie sieci PDH stosowane są rozmaite topologie fizyczne (np. magistrali, gwiazdy, siatki, pierścienia) oraz topologie logiczne (np. rozgłaszanie, przekazywanie tokena), które wspólnie odpowiadają za ciągłość i niezawodność procesów komunikacji [1, 2, 3]. Infrastruktura teleinformatyczna systemu elektroenergetycznego i ciągły rozwój nowoczesnych technologii, a także tendencje dążenia do zwiększania niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego skłaniają do poszukiwania coraz nowszych i skuteczniejszych rozwiązań z tego zakresu. Prowadzone w wielu ośrodkach prace badawcze koncentrują się na licznych ważnych procesach zachodzących w SEE, dążąc do jak najlepszej ich realizacji. Niewątpliwie jednym z takich procesów jest proces automatycznej synchronizacji, którego nieprawidłowy przebieg może być źródłem wielu poważnych konsekwencji, zarówno prawnych, społecznych, jak i finansowych. Poprawę niezawodności tego procesu można uzyskać m.in. przez zwiększanie niezawodności urządzeń realizujących funkcję synchronizacji, jakimi są układy automatycznej synchronizacji prądnic (UASP). Streszczenie W artykule przedstawiono istotę niezawodności transmisji danych przesyłanych, w oparciu o zorientowany bezpołączeniowo protokół komunikacyjny UDP, w elektroenergetycznych systemach teletransmisyjnych, współpracujących z siecią Internet. Problematyka ta dotyczy szczególnie niewielkich (często bezobsługowych) obiektów elektroenergetycznych, w których proces monitorowania może być realizowany za pośrednictwem powszechnie do-

stępnej infrastruktury sieci Internet i odpowiedniego centrum monitorowania. Wskazano na najistotniejsze źródła błędów w procesie transmisji oraz możliwości częściowej ich eliminacji. Przedstawiono także opracowane i wykonane narzędzia diagnostyczne, metodologię i wyniki przeprowadzonych badań oraz najistotniejsze, wynikające z tych badań wnioski.

Michał Porzeziński / Politechnika Gdańska Grzegorz Redlarski / Politechnika Gdańska

Nowoczesne UASP są zazwyczaj wysokiej klasy urządzeniami mikroprocesorowymi, a mimo to zdarza się, że ulegają rozmaitym awariom. Z kolei procesy diagnostyki tych urządzeń ograniczają się z reguły wyłącznie do tzw. przeglądów okresowych. Nie ma zatem możliwości ciągłego monitorowania ich aktualnego stanu, co byłoby możliwe po wyposażeniu UASP w odpowiednie oprogramowanie autodiagnostyczne, a czasem także interfejsy, umożliwiające współpracę z siecią komputerową. Wówczas informacja o stanie urządzenia mogłaby być bezpośrednio przekazywana np. do aplikacji znajdującej się w centrum monitorowania. Takie działanie wymaga jednak przeprowadzenia badań i realizacji opracowań, m.in. z zakresu sposobu przesyłu informacji pomiędzy badanym urządzeniem a aplikacją z dostępem do sieci Internet. Niewątpliwie jedną z podstawowych kwestii, jaką należy rozwiązać w tym zakresie, jest wybór protokołu komunikacyjnego i określenie skuteczności jego funkcjonowania. Do transmisji danych w praktyce mogą być wykorzystywane różne protokoły komunikacyjne. Z uwagi na powszechność zastosowań, dwa spośród nich [5, 6]: TCP (ang. Transmission Control Protocol), którego format pokazano na rys. 1, i UDP (ang. User Datagram Protocol), którego format przedstawiono na rys. 2, zasługują na szczególną uwagę. Adres portu źródłowego

Adres portu docelowego

Numer potwierdzenia

Numer sekwencyjny HLEN

Zarezerwowane

Okno

Suma kontrolna

Wskaźnik pilności

Opcje

Uzupełnienie

Dane...

Bity kodu

Rys. 1. Format segmentu protokołu TCP Adres portu źródłowego

Adres portu docelowego

Pole długości

Suma kontrolna

Dane...

Rys. 2. Format segmentu protokołu UDP

Definicje pól segmentów przedstawionych na rys. 1 i rys. 2 są następujące [1, 5, 6]: • numer portu źródłowego – określa port wywołania, który może być punktem inicjującym połączenie • numer portu docelowego – określa numer portu docelowego • numer sekwencyjny – określa kolejność danego segmentu w ciągu danych dostarczanych do odbiorcy • numer potwierdzenia – wskazuje na numer następnego, oczekiwanego oktetu danych • HLEN – określa liczbę 32-bitowych słów, jakie występują w nagłówku segmentu danych • zarezerwowane – pole z wpisaną wartością „0” • bity kodu – pole pełniące funkcje kontrolne (np. dotyczące sposobu konfiguracji i zakończenia danej sesji) • okno – pole warunkujące wielkość okna przesuwnego (w bajtach), jakie może zostać zaakceptowane przez urządzenie • pole długości – określa w przypadku protokołu UDP długość pola danych • suma kontrolna – pole warunkujące poprawność transmisji danych, na podstawie określonego algorytmu działania oraz informacji zawartych w polach nagłówka i danych • wskaźnik pilności – określa miejsce warunkujące koniec przesyłu ważnych danych • opcje – pole pozwalające zdefiniować maksymalny rozmiar segmentu TCP • dane – pole właściwych danych, przesyłanych za pomocą protokołu TCP lub UDP. Protokół TCP charakteryzuje się tym, że przed rozpoczęciem procesu transmisji ustanawia połączenie z urządzeniem docelowym w ramach procesu zwanego uzgadnianiem trójetapowym (ang. Three-Way-Handshaking) [1] oraz dodatkowo zawiera mechanizmy gwarantujące niezawodność transmisji danych, tj. numery sekwencyjne, numery potwierdzeń i okna przesuwne. Protokół UDP nie ustanawia połączenia z urządzeniem docelowym przed rozpoczęciem procesu transmisji i nie jest wyposażony w mechanizmy gwarantujące niezawodność. Stąd też w zorientowanym bezpołączeniowo protokole UDP konieczne jest zapewnienie odpowiedniego poziomu niezawodności transmisji na poziomie warstwy aplikacji. Natomiast, aby ten mechanizm był skuteczny i efektywny, konieczne jest oszacowanie prawdopodobieństwa występowania błędów transmisji i ich charakteru. W praktyce często można spotkać sytuacje, kiedy do monitorowania stanu urządzeń pracujących na rozproszonych obiektach elektroenergetycznych, o niewielkich mocach znamionowych, wykorzystuje się sieć Inter-

Niezawodność transmisji danych protokołu UDP w elektroenergetycznych systemach teletransmisyjnych współpracujących z siecią Internet

net. Ponadto, niejednokrotnie, z powodu dużego kosztu tworzenia i utrzymywania wydzielonej sieci, w pewnych sytuacjach (np. gdy nie jest krytyczna niezawodność transmisji danych w czasie rzeczywistym) uzasadnione może być wykorzystanie do komunikacji publicznej sieci Internet. Stąd też, jeśli uwzględnić wydajną i „zamkniętą”, a co za tym idzie, wysoce niezawodną strukturę teletransmisyjnej sieci elektroenergetycznej oraz konieczność transmisji danych pomiędzy tą siecią a centrum monitorowania przez powszechnie dostępne łącza sieci Internet (rys. 3), to szczególnie celowe i uzasadnione jest przeprowadzenie badań niezawodnościowych w sieci Internet, jeśli nie jest znana droga transmisji lub mogą wystąpić różnorodne czynniki zakłócające jej właściwą pracę.

Rys. 3. Ogólny schemat współpracy teleinformatycznej sieci WAN systemu elektroenergetycznego z siecią Internet

2. ŹRÓDŁA BŁĘDÓW TRANSMISJI UDP I PRZYCZYNY ICH POWSTAWANIA Potencjalne błędy powodujące utratę danych protokołu UDP związane są przede wszystkim z błędami przypadkowymi, powstającymi zwykle na poziomie warstwy fizycznej sieci komputerowej i z błędami urządzeń obsługujących wyższe warstwy protokołu. Na poziomie warstwy fizycznej sieci szczególnie istotną rolę odgrywają zakłócenia typu EMI i RFI, niewłaściwe funkcjonowanie urządzeń wchodzących w skład danej sieci, będące często skutkiem źle zaprojektowanej topologii fizycznej sieci, uszkodzenia mechaniczne torów transmisyjnych oraz źródła powodujące awarie zasilania. Przyczyn nieprawidłowo zaprojektowanej topologii fizycznej może być wiele, jednakże do najpoważniejszych można zaliczyć: przekroczenie dopuszczalnych parametrów stosowanych mediów transmisyjnych (np. długości okablowania), nieprawidłową realizację połączeń kablowych (np. o zbyt dużej wartości impedancji przejścia), zbyt małą szerokość pasma transmisyjnego, czy stosowanie niewspółmiernych do wymagań urządzeń sieciowych. Czynniki te mogą stanowić przyczyny chociażby zwiększonej liczby kolizji w niejednej sieci, w efekcie czego może nastąpić nie tylko spadek wydajności sieci, ale również zwiększona utrata danych przesyłanych za pośrednictwem protokołu UDP [1, 2].

Michał Porzeziński / Politechnika Gdańska Grzegorz Redlarski / Politechnika Gdańska

Uszkodzenia urządzeń sieciowych powodujące utratę transmisji często są związane z awariami interfejsów komunikacyjnych oraz awariami zasilania. Przywrócenie zbieżności sieci w takim przypadku wymaga określonego czasu, niezbędnego np. na wyszukanie innej (sprawnej) drogi transmisji. Ponadto utrata pakietów IP w urządzeniach sieciowych, takich jak przełączniki i routery, może być wynikiem nadmiernego obciążenia spowodowanego dużą liczbą przesyłanych danych w krótkim przedziale czasu i związanego z tym przepełnienia się ich wewnętrznych buforów.

3. NARZĘDZIA DO MONITOROWANIA PRACY SIECI Badania niezawodności transmisji danych opartej na protokole UDP wymagają opracowania oprogramowania, które pozwoli na rejestrację wybranych parametrów transmisyjnych, na podstawie których możliwa będzie ocena określonego kanału transmisyjnego. Przykład takiego narzędzia stanowi opracowane i wykonane oprogramowanie o nazwie TestUdp, którego widok okien przedstawiono na rys. 4.

Rys. 4. Widok okien programu do monitorowania pracy sieci

Prezentowane oprogramowanie wykonano w dwóch wersjach. Pierwszej, która pozwala na wysyłanie kolejnych segmentów z 10-sekundowym interwałem czasowym, oraz drugiej, w której w jednakowych odstępach czasu (ze zdeﬁniowanym przez operatora czasem przerwy) wysyłane są trzy segmenty zawierające tę samą informację. Oprogramowanie wymaga uruchomienia w punktach diagnostycznych, pomiędzy którymi zachodzi proces transmisji danych. Jedna z aplikacji (Stacja A) pełni rolę hosta1 nadawczego (lokalnego), a druga (Stacja B) rolę hosta odbiorczego (zdalnego), który odsyła odebrane dane z powrotem do nadawcy. Konﬁguracja oprogramowania wymaga podania adresu IP hosta zdalnego oraz określenia numerów portów, które mają być wykorzystane w procesie transmisji. Liczba wysyłanych i odbieranych segmentów UDP wizualizowana jest w sposób ciągły w polach Send i Receive lub SndCnt, RcvCnt i RetCnt (w zależności od wersji oprogramowania). Szczegółowe informacje na temat uzyskanych wyników badań, tj.: czas transmisji, numer segmentu danych, opóźnienie transmisji oraz informacja na temat udanej lub nieudanej próby transmisji, gromadzone są w pliku tekstowym pełniącym rolę logu zdarzeń.

4. ANALIZA NIEZAWODNOŚCI TRANSMISJI UDP W SIECI INTERNET Prowadząc badania, ograniczono się do kilku punktów węzłowych (rys. 5), pomiędzy którymi w różnych przedziałach czasu ustanawiano proces wymiany danych protokołu UDP. Zakres badań podzielono na dwa etapy. W pierwszym badano niezawodność transmisji na podstawie pierwszej z opisanych wersji oprogramowania. Za sytuację prawidłową uznawano pojedynczą transmisję danych, po której segment wysłany osiągał miejsce docelowe. Wyniki takich badań, dla połączeń oznaczonych symbolami P-P 1 do P-P 7 na rys. 5, przedstawiono w tabeli 1.

W terminologii sieci komputerowych wyrażenie host odnosi się do urządzeń posiadających karę MAC, tzn. komputerów PC, terminali, serwerów itp.

Niezawodność transmisji danych protokołu UDP w elektroenergetycznych systemach teletransmisyjnych współpracujących z siecią Internet

Rys. 5. Mapa połączeń realizowanych podczas badań

Tab. 1. Wyniki analizy niezawodności transmisji danych opartej na protokole UDP Nr połączenia (rys. 5)

Czas połączenia [hh:mm:ss]

Liczba danych

P-P 1