Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 02/2010 by ENERGA SA

act

nergetica

02/2010

numer 4/rok 2

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyk贸w

:\GDZFD

Patronat 3ROLWHFKQLND *GDñVND

ENERGA S.A.

Redaktor Naczelny =ELJQLHZ /XERĂQ\

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

5HGDNFMD $FWD (QHUJHWLFD

XO 0LNRïDMD 5HMD *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 6

USŁUGI BILANSOWANIA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO dr inż. Paweł Bućko

OCENA MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA STACJI PRZEKSZTAŁTNIKOWEJ HVDC DO KOMPENSACJI MOCY BIERNEJ dr inż. Robert Kowalak prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba

ADAPTACYJNY ALGORYTM REGULACJI TRANSFORMATORÓW ZASILAJĄCYCH SIEĆ ROZDZIELCZĄ dr inż. Robert Małkowski prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba

ANALIZA MOŻLIWOŚCI KOORDYNACJI ALGORYTMÓW DZIAŁANIA REGULATORA TRANSFORMATORA BLOKOWEGO I REGULATORA GENERATORA dr inż. Robert Małkowski prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba mgr inż. Artur Zbroński

ZAAWANSOWANIE PRAC ZWIĄZANYCH Z REALIZACJĄ PROGRAMU JĄDROWEGO W POLSCE mgr inż. Tomasz Minkiewicz

STABILNOŚĆ NAPIĘCIOWA PODSYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO prof. dr hab. inż. Ryszard Zajczyk

WPŁYW UKŁADU KOMPENSACJI PRĄDOWEJ NA PRACĘ GENERATORA PRZY ZMIANACH NAPIĘCIA W KSE prof. dr hab. inż. Ryszard Zajczyk mgr inż. Piotr Szczeciński

Wygrywamy ekologicznie Napędza nas na�ralna energia

PRZYŁĄCZ SIĘ Siłą napędową nie muszą być dymiące maszyny. Otacza nas energia, trzeba � lko nauczyć się z niej umiejętnie korzystać. Ta idea przyświeca naszym działaniom. Już teraz je�eśmy najbardziej ekologicznym do�awcą energii pochodzącej z odnawialnych źródeł. Pozo�awiając środowisko w nienaruszonym �anie, wygrywamy wszyscy.

www.energa.pl

My – ludzie przez dziesięciolecia i wieki, w sensie mentalnym, nie zmieniamy się lub zmieniamy w bardzo ograniczonym zakresie. W znaczący sposób zmienia się natomiast otoczenie, w którym żyjemy. Te zmiany otoczenia, determinujące poziom i jakość życia, wynikają przede wszystkim z rozwoju technicznego i technologicznego, tj. de facto z działalności inżynierów i techników. Przykładem mogą być tu zmiany wynikające z rozwoju transportu, telekomunikacji, informatyki, a od niedawna nowe sposoby pozyskiwania energii. Te ostatnie dopiero wpłyną na nasze życie. Można zatem stwierdzić, że o poziomie i jakości życia ludzi decyduje głównie rozwój techniki, nie umniejszając oczywiście roli kultury i sztuki. Mowa tu o poziomie potencjalnym. Poziom rzeczywisty – zawsze niższy od potencjalnego – wynika bowiem z uwarunkowań politycznych lub geopolitycznych, w których zawarte są: system prawny, ekonomia, historia, itd. A jeżeli mowa o rozwoju techniki, to w istocie mowa o ludziach ją tworzących. W niniejszym numerze przedstawiamy sylwetki dwóch profesorów Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej – prof. zw. dr. hab. inż. Jacka Mareckiego i prof. dr. hab. inż. Zbigniewa Szczerby. Obaj obchodzą jubileusz 80-lecia urodzin, a twórczo pracują już ponad pół wieku. To osobowości nietuzinkowe, które wywarły istotny wpływ na rozwój elektroenergetyki, wniosły niebagatelny wkład w dydaktykę, wychowały rzeszę specjalistów. Niech przemówią życiorysy publikowane na kolejnych stronach. W numerze 4 Acta Energetica, jako nasz wkład w fetę jubileuszową, przedstawiamy artykuły wychowanków szkół naukowych stworzonych przez obu Jubilatów. Niestety, tylko nielicznych wychowanków, wszak objętość wydawnictwa na więcej nie pozwala. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Jacek Marecki, Zbigniew Szczerba

prof. zw. dr hab. inż. Jacek Marecki Gdańsk / Polska Wybitny inżynier, nauczyciel akademicki i wychowawca kadr dla energetyki. Ma szczególne zasługi dla gospodarki narodowej, związane z twórczą działalnością naukową i dydaktyczną. Cieszy się autorytetem naukowym zarówno w kraju, jak i za granicą. Członek rzeczywisty Polskiej Akademii Nauk.

wy przemian energetycznych” miał już trzy wydania i jest od kilku lat używany na wydziałach elektrycznych w całym kraju. Ponadto do dorobku prof. Mareckiego należy kilka grantów badawczych KBN oraz ponad 200 ekspertyz i prac studialnych w zakresie elektrociepłowni i systemów ciepłowniczych.

Z Politechniką Gdańską związany jest od ponad 55 lat. Na Wydziale Elektrycznym PG uzyskał dyplom magistra inż. (1954) oraz stopnie i tytuły naukowe: doktora (1961), doktora habilitowanego (1966), prof. nadzwyczajnego (1971) i prof. zwyczajnego (1979). W latach 1951–1955 jako st. projektant w Katedrze Elektroenergetyki zajmował się projektowaniem elektrowni (m.in. Gdynia I i II) i elektrociepłowni (m.in. EC Gdańsk II) i pracował na budowie elektrowni Czechnica we Wrocławiu. W latach 1958–1959 jako stypendysta Fundacji Forda odbył studia podyplomowe z zakresu energetyki jądrowej w Glasgow.

Uzyskał wiele istotnych wyników w działalności naukowej i zainicjował kilka nowych nurtów badawczych. Do najważniejszych osiągnięć, stanowiących twórczy wkład do rozwoju energetyki jako dyscypliny naukowej i mających duże znaczenie praktyczne, należą m.in.: określenie granic opłacalności skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, sformułowanie kryterium wyboru optymalnych parametrów elektrociepłowni i jego zastosowanie, rozwinięcie metody optymalizacji rozwoju systemów elektroenergetycznych z udziałem elektrowni cieplnych i wodnych oraz elektrowni jądrowych.

Jako długoletni nauczyciel akademicki (1959–2005) uzyskał wybitne osiągnięcia w kształceniu specjalistów w dziedzinie energetyki, zwłaszcza w zakresie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła w elektrowniach i elektrociepłowniach, a także kompleksowej gospodarki energetycznej. Stworzył na Wydziale Elektrycznym, obecnie Elektrotechniki i Automatyki, własną szkołę naukową. Owocem pracy jest czternastu wypromowanych przez niego doktorów nauk technicznych i pięciu doktorów habilitowanych.

Uczestniczył w ponad 120 konferencjach i sympozjach naukowych, w tym 11 razy w kongresach Światowej Rady Energetycznej (World Energy Council). Był wielokrotnie zapraszany za granicę z wykładami, referatami i odczytami naukowymi. Jest członkiem International Association for Energy Economics (prezes zarządu polskiej ﬁlii IAEE: 2000–2003), członkiem IEEE w USA w stopniu Senior Member oraz członkiem IEE w Wielkiej Brytanii w stopniu Fellow, członkiem Komitetu Sterującego Polsko-Niemieckiej Sieci Naukowej INCREASE (1997–2003). Brał czynny udział we władzach krajowych organizacji naukowych: w ramach PAN był przez siedem kadencji przewodniczącym Komitetu Problemów Energetyki, członkiem Komitetu Elektrotechniki, redaktorem naczelnym Archiwum Energetyki i przewodniczącym Rady Naukowej Instytutu Maszyn Przepływowych (1996–2006), wiceprezesem (1996–2002), a od 2003 roku prezesem Oddziału PAN w Gdańsku i członkiem Prezydium PAN. Był także członkiem Rady ds. Atomistyki, przewodniczącym Komisji Energetyki Jądrowej.

Pełnił wiele funkcji: kierownik zakładu (1966–1974), dziekan (1969–1973), dyrektor Instytutu Elektroenergetyki i Automatyki (1974–1984), prorektor ds. nauki (1984–1987), ponownie kierownik zakładu (1987–1991) i kierownik Katedry Elektrowni i Gospodarki Energetycznej (1991–2000). Uchodzi za doskonałego dydaktyka, w plebiscytach studenckich zawsze jest w wydziałowej czołówce. W roku akademickim 2009/2010 nadal prowadził wykłady na studiach podyplomowych. Posiada bardzo wartościowy dorobek naukowy, obejmujący ponad 200 prac opublikowanych, w tym 10 monograﬁi, studiów i rozpraw naukowych oraz cztery podręczniki akademickie i skrypty. Wydana w Anglii monograﬁa „Combined Heat and Power Generating Systems” (1988) została wyróżniona nagrodą MEN w 1989 roku. Podręcznik akademicki „Podsta-

Za swoje osiągnięcia otrzymał nagrodę naukową Siemensa za stworzenie szkoły naukowej, wieloletnią działalność naukową w zakresie energetyki i wybitne osiągnięcia w kształceniu akademickim (1998). Uhonorowany dziewięcioma nagrodami ministra oraz wieloma innymi odznaczeniami.

Jacek Marecki, Zbigniew Szczerba

prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba Gdańsk / Polska Teoretyk i praktyk przedmiotu. Wybitny inżynier, nauczyciel akademicki i wychowawca. Autor i współautor ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce. Dyplom inżyniera uzyskał w 1952 roku, po dwuletniej pracy w Elektrowni Gdynia. Dyplom magistra nauk technicznych zdobył cztery lata później. Rozpoczął pracę w Instytucie Energetyki, gdzie kierował utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW dla okrętownictwa do 500 MW. Produkcję tych regulatorów zorganizowano w ZRE Gdańsk. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowiły 75% mocy krajowego systemu elektroenergetycznego. Zespół opracował również regulatory do transformatorów wyposażonych w przełączniki zaczepów. Większość transformatorów zasilających sieci średniego napięcia w kraju jest wyposażona w te właśnie regulatory. Powyższe prace uzyskały kilkadziesiąt patentów. W roku 1963 uzyskał stopień doktora nauk technicznych na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej. W Instytucie Energetyki zajmował kolejno stanowiska od asystenta do docenta i od kierownika pracowni do zastępcy kierownika oddziału w Gdańsku. W roku 1972 został przeniesiony służbowo do Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu i powołany na stanowisko zastępcy dyrektora ds. naukowych. W czasie pięcioletniej pracy na tym stanowisku kierował ogólnopolskimi „problemami badawczymi” oraz rozwijał swoje zainteresowania w kierunku automatyki systemowej, uwieńczone współautorstwem książki „Regulacja częstotliwości i napięcia w systemie elektroenergetycznym”. W roku 1977 ukończył rozprawę habilitacyjną „Modele matematyczne układów regulacji generatorów synchronicznych w systemie elektroenergetycznym” i uzyskał stopień doktora habilitowanego. Po habilitacji, na wniosek Politechniki Gdańskiej, służbowo przeniesiony został do pracy na uczelni i objął stanowisko kierownika Zakładu Elektroenergetyki na Wydziale Elektrycznym. Wkrótce uzyskał tytuł profesora nadzwyczajnego i wybrano go dziekanem tego wydziału. Funkcję dziekana pełnił przez dwie kadencje, do roku 1987, będąc jednocześnie kierownikiem Zakładu Elektroenergetyki.

W latach 1987–1990 pracował jako visiting-professor na Uniwersytecie Technicznym w Oranie (Algieria), gdzie prowadził studia doktoranckie. Po powrocie do kraju zorganizował Katedrę Systemów Elektroenergetycznych na obecnym Wydziale Elektrotechniki i Automatyki. Od 1991 roku jest profesorem zwyczajnym Politechniki Gdańskiej. W latach 1990–1996 pełnił funkcję prorektora ds. nauki. Profesor Zbigniew Szczerba jest autorem i współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce. Od wielu lat jest członkiem Komitetu Problemów Energetyki PAN, członkiem Prezydium Komitetu Elektrotechniki PAN i przewodniczącym Sekcji Systemów Elektroenergetycznych tegoż komitetu. W 2000 roku został wyróżniony tytułem Distinguished member of CIGRE. Profesor jest członkiem rad naukowych i redakcyjnych WNT oraz czasopism: Automatyka Elektroenergetyczna i Acta Energetica. Jest członkiem Polskiego Towarzystwa Elektrotechniki Teoretycznej i Stosowanej, Gdańskiego Towarzystwa Naukowego, Stowarzyszenia Elektryków Polskich, Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej. Za swoje zasługi został odznaczony Złotym Krzyżem Zasługi, Krzyżem Kawalerskim i Krzyżem Oﬁcerskim Polonia Restituta, Medalem Edukacji Narodowej i Złotą Odznaką „Zasłużony dla Energetyki”. Profesor był promotorem dziesięciu przewodów doktorskich. Jest twórcą zespołu o charakterze szkoły naukowej, znanej z prac z zakresu automatyki i sterowania w systemach elektroenergetycznych. Dwóch członków tego zespołu zdobyło tytuły profesorskie. Zespół ten uzyskał, zrealizował i aktualnie realizuje wiele projektów badawczych (grantów) KBN. Zespół wykonał i aktualnie wykonuje wiele prac dla PSE, licznych spółek dystrybucyjnych i elektrowni. Profesor prezentował swoje prace na licznych konferencjach i kongresach międzynarodowych, m.in. CIGRE i IFAC, oraz krajowych. Wielokrotnie był przewodniczącym Komitetu Naukowego Międzynarodowej Konferencji Naukowej Aktualne Problemy w Elektroenergetyce.

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Paweł Bućko Gdańsk / Polska Działalność naukowa autora związana jest z ekonomiką energetyki, ze szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów energetycznych w uwarunkowaniach rynkowych. Aktywność zawodowa jest związana z analizami inwestycyjnymi dla źródeł wytwórczych, analizami mechanizmów rynkowych i zasad rozliczeń w dostawie energii. Autor jest także audytorem energetycznym i zajmuje się problematyką racjonalnego użytkowania energii.

Usługi bilansowania systemu dystrybucyjnego

USŁUGI BILANSOWANIA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO dr inż. Paweł Bućko / Politechnika Gdańska 1. OPERATORZY SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH ORAZ FIRMY OBROTU JAKO ORGANIZATORZY LOKALNYCH RYNKÓW BILANSUJĄCYCH Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) i lokalne firmy obrotu są pasywnymi, obligatoryjnymi uczestnikami rynku bilansującego (RB). Oznacza to dla nich, że nie mogą (w aktualnych uwarunkowaniach) składać ofert cenowych na ten rynek. Odchylenia od pozycji kontraktowych rozliczane są według bieżących cen rozliczeniowych odchylenia (CRO, CROs, CROz), które ustalane są na podstawie ofert bilansujących elektrowni systemowych (JWCD). OSD i firmy obrotu ustalają na potrzeby rynku bilansującego swoją pozycję kontraktową, wynikającą z zakupów energii dokonanych na podstawie prognoz zapotrzebowania. Proces prognozowania jest kluczowy dla takich podmiotów. Podstawową zmienną decyzyjną, decydującą o rozliczeniach na rynku bilansującym, jest właściwa prognoza obciążenia, obejmująca liczną grupę obsługiwanych odbiorców i lokalnych wytwórców. Dokonanie bardzo dokładnej prognozy bilansu mocy we własnej sieci nie jest możliwe ze względu na losowy charakter wielu zjawisk wpływających na zapotrzebowanie. Uzyskiwanie zadowalającej dokładności prognozy nie jest możliwe dla większości spółek obrotu (szczególnie spółek obsługujących rozproszonych odbiorców). Chcąc zminimalizować swoje koszty bilansowania, spółki obrotu przyjmują różne strategie, polegające bądź na trwałym niedokontraktowaniu lub przekontraktowaniu w reakcji na poziomy cen na rynku bilansującym w dobach poprzednich. Oznacza to celowe zawyżanie lub zaniżanie własnych prognoz zapotrzebowania. Efektem takiego stanu rzeczy są znaczne koszty uczestnictwa spółek obrotu w rynku bilansującym. Obecnie koszty te wynoszą kilka procent w stosunku do całkowitych kosztów zakupu energii na potrzeby firm obrotu. Aktualnie firmy obrotu wykorzystują do zmniejszenia swoich kosztów uczestnictwa w bilansowaniu jedynie różne strategie kontraktowania oraz podejmują różnorodne próby w celu poprawy prognozowania zapotrzebowania obsługiwanych odbiorców i lokalnych wytwórców. Firmy obrotu starają się dyscyplinować większych odbiorców, wymuszając na nich dostarczanie własnych prognoz zapotrzebowania. Skuteczność takich działań jest jednak ograniczona. Dokładność własnych prognoz lokalnych wytwórców i odbiorców, przy braku silnych argumentów ekonomicznych, jest niewielka. Prognozowanie własnych obciążeń dotyczy jedynie największych odbiorców – w przypadku odbiorców rozproszonych działania takie są nieskuteczne. Zwiększanie udziału odbiorców niespokojnych oraz wytwórców we własnej sieci powoduje, że problem rosnących kosztów bilansowania będzie narastał. Przy braku efektywnych sposobów poprawy dokładności prognozowania bilansu mocy we własnej sieci alternatywą może być aktywne kontrolowanie i kształtowanie tego bilansu poprzez wykorzystanie zdolności regulacyjnej lokalnych wytwórców i odbiorców. Operator systemu dystrybucyjnego powinien dążyć do stworzenia lokalnego rynku usług bilansujących, którego celem będzie: • poprawa bezpieczeństwa pracy lokalnej sieci • ograniczenie kosztów uczestnictwa w systemowym rynku bilansującym

Streszczenie Na podmiot odpowiedzialny za prowadzenie ruchu sieci (operatora) nałożonych jest wiele obowiązków na rzecz ogółu uczestników rynku energii. Jednym z podstawowym jest konieczność zapewnienia parametrów jakościowych energii elektrycznej i niezawodności jej dostaw. Usługi systemowe obejmują ogół działań związanych z utrzymaniem jakości energii, pewności dostawy energii oraz możliwości poprawnej realizacji dostaw wynikających z kontraktów na energię elektryczną w połączeniach międzysystemowych oraz wewnątrz systemu. W artykule omówiono rolę operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) oraz przedsiębiorstw obrotu ener-

gią jako pośredników w dostawie usług systemowych, agregujących możliwości rozproszonych podmiotów na rynku energii (odbiorców i wytwórców). Omówiono zasady funkcjonowania grup bilansujących oraz pozyskanie rezerw mocy wśród odbiorców poprzez wykorzystywanie technik oddziaływania na stronę popytową (DSM). W artykule zawarto opis koncepcji funkcjonowania zdecentralizowanego systemu pozyskania rezerw mocy i energii bilansującej w systemie.

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

• wykorzystanie lokalnych możliwości regulacyjnych podmiotów rynku (wytwórców i odbiorców) • ograniczenie kosztów przesyłu energii • ograniczenie kosztów rozbudowy infrastruktury sieciowej. Obecnie możliwości techniczne lokalnego bilansowania nie są przez operatorów wykorzystywane. Przy dalszym rozwoju mechanizmów rynkowych na rynku energii oraz przy pojawiających się rozproszonych źródłach energii brak działań w tej dziedzinie będzie musiał być kompensowany przez operatorów systemów dystrybucyjnych rozbudową infrastruktury sieciowej oraz rosnącymi kosztami uczestnictwa w rynku bilansującym. Wykorzystanie lokalnych podmiotów do bilansowania może być zrealizowane poprzez powołanie przez OSD lokalnych rynków bilansujących lub poprzez tworzenie przez ﬁrmy obrotu tzw. grup bilansujących, obejmujących obok podmiotów niespokojnych, podmioty posiadające możliwość elastycznej zmiany swojej produkcji lub poboru. Łączne zgłoszenie takiej grupy na rynek bilansujący jako jednej jednostki graﬁkowej może być korzystne dla uczestniczących w grupie bilansującej podmiotów. Firma obrotu powinna zaproponować system rozdziału korzyści z funkcjonowania grupy bilansującej na uczestniczące w niej podmioty. Dla podmiotów niespokojnych korzyść z przystąpienia do grupy bilansującej będzie wynikała głównie z ograniczenia kosztów bilansowania własnej pozycji kontraktowej. Dla uczestników aktywnych grupy bilansującej korzystne będą możliwości uzyskania dodatkowych przychodów z tytułu świadczenia usługi regulacyjnej.

2. WYKORZYSTANIE USŁUG REGULACYJNYCH POPRZEZ GRUPĘ BILANSUJĄCĄ Grupa bilansująca (GB) jest rodzajem umowy pomiędzy uczestnikami rynku energii elektrycznej (odbiorcami, wytwórcami, firmą obrotu), którzy działają wspólnie na rynku bilansującym. Zgłaszają oni do OSP (operatorów systemów przesyłowych) jeden skumulowany grafik handlowy dla wspólnej jednostki grafikowej, będący sumą grafików każdego z podmiotów. Podstawowym celem powołania grupy bilansującej jest ograniczenie kosztów rozliczeń na rynku bilansującym firm obrotu i innych uczestników rynku o trudno przewidywalnym planie poboru/produkcji. Warunkiem opłacalności powołania grupy bilansującej jest możliwość osiągnięcia zysku, który będzie wystarczająco duży, by opłacić wszystkie koszty związane z działalnością grupy. Ponadto korzyść proponowana każdemu z uczestników musi być na tyle atrakcyjna, by nakłonić go do wzięcia udziału w tym przedsięwzięciu. Zadaniem podmiotu organizującego grupę bilansującą jest określenie zasad jej działania, w tym regulaminu wewnętrznego GB, zasad podziału przychodów i kosztów pomiędzy uczestników. Organizatorem i operatorem grupy bilansującej jest najczęściej przedsiębiorstwo obrotu, choć możliwość powoływania GB mają wszyscy uczestnicy RB, którzy mogą posiadać jednostki grafikowe odbiorcze. Aby stworzenie grupy bilansującej było możliwe, uczestnicy muszą spełniać wiele warunków: • podmioty przyłączone są do sieci (przesyłowej lub rozdzielczej) • posiadają rozdzielone umowy na zakup/sprzedaż i dystrybucję energii • posiadają zgodne z IRiESD systemy pomiarowe • aktywnie uczestniczą w zakupie/sprzedaży energii, wykorzystując zasadę TPA. Zadania operatora GB polegają na: • szeroko pojętym zarządzaniu grupą bilansującą • konieczności ponoszenia kosztów związanych z utrzymaniem infrastruktury umożliwiającej integralne funkcjonowanie grupy • przejęciu ryzyka związanego z prowadzeniem grupy • przejęciu na siebie obowiązków rozliczania się z OSD i OSP uczestników grupy • rozliczaniu z podmiotami zewnętrznymi i wewnątrz grupy. Na rys. 1 przedstawiono schematycznie przykładowy skład grupy bilansującej. Najczęściej GB obejmują podmioty bez możliwości istotnej regulacji własnego poboru lub produkcji energii. W takim przypadku korzyści z funkcjonowania grupy polegają głównie na wykorzystaniu efektu niejednoczesności występowania niezbilansowania u uczestników grupy i wzajemnego kompensowania błędów prognoz. Jeżeli w skład grupy wchodzą także podmioty mające techniczne możliwości regulacji własnego poboru lub generacji, mogą one świadczyć na rzecz grupy usługę bilansowania. Korzyści z powołania grupy są wtedy uzupełniane o możliwość aktywnego bilansowania energii GB i istotnego zmniejszenia kosztów rozliczeń z RB.

Usługi bilansowania systemu dystrybucyjnego

� Wytwórca

Wytwórca z możliwością� regulacji�

Odbiorca

Wytwórca niespokojny

Jednostka graﬁkowa grupy bilansującej

Odbiorca

Odbiorca z możliwością regulacji

Odbiorca

Rys. 1. Przykładowa struktura grupy bilansującej (GB)

Obecnie aktywnymi uczestnikami RB są: jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD), aktywne jednostki grafikowe OSP oraz jednostki wytwórcze centralnie koordynowane (JWCK). Ze względu na wykorzystywanie dyspozycyjności tych jednostek przez OSP w ramach RB, muszą one być reprezentowane przez specjalnie definiowane jednostki grafikowe i nie jest możliwe włączanie ich w skład grup bilansujących. W skład GB mogą być agregowani odbiorcy końcowi i uczestnicy sieci dystrybucyjnej (USD), którzy są przyłączeni do sieci rozdzielczych nieobjętych bezpośrednio obszarem RB. Jako USD mogą być klasyfikowani zarówno odbiorcy, jak i wytwórcy energii (nieobjęci centralną koordynacją). Włączenie tych podmiotów w skład GB jest możliwe niezależnie od posiadanego atrybutu lokalizacji, przypisanego na podstawie regulaminu RB [3]. W celu agregacji takich podmiotów są wykorzystywane „wirtualne” miejsca dostarczenia energii (MB), tzw. punkty ponad siecią. W skład GB mogą więc wchodzić odbiorcy oraz jednostki wytwórcze pasywne (głównie źródła rozproszone) niezależnie od lokalizacji w sieci. GB funkcjonuje na RB w ramach zgłoszonej jednostki grafikowej odbiorczej (JGO). W ramach tej jednostki agregowane są miejsca dostarczania (fizyczne i poza siecią) przypisane do uczestników wchodzących w skład GB. Włączenie podmiotów w skład jednostki grafikowej wymaga uzgodnienia z OSP oraz z właściwym OSD (jeśli miejsce dostarczenia znajduje się w sieci dystrybucyjnej). Organizatorem (podmiotem zarządzającym) GB może być uczestnik RB, do którego należeć może jednostka grafikowa odbiorcza. Zgodnie z regulaminem [3] uczestnikami RB, którzy mogą posiadać JGO i w jej ramach prowadzić bilansowanie grupowe, są: • wytwórcy (URBW) • odbiorcy sieciowi (URBOSD) • odbiorcy końcowi (URBOK) • przedsiębiorstwa obrotu (URBPO). W trzech ostatnich grupach uczestników RB posiadanie przynajmniej jednej jednostki grafikowej odbiorczej jest obligatoryjne. Korzyści, których oczekuje się w wyniku funkcjonowania GB, mogą wynikać z dwóch zasadniczych przyczyn: • wzajemne kompensowanie się odchyleń prognostycznych podmiotów wewnątrz grupy, skutkujące realnym samokompensowaniem się jednostki grafikowej grupy, a tym samym obniżeniem kosztów bilansowania • wykorzystanie usługi regulacyjnej świadczonej na rzecz grupy przez wytwórców lub odbiorców posiadających możliwości regulacji własnych obciążeń i aktywnego kompensowania wynikowego niezbilansowania jednostki grafikowej grupy w celu obniżenia kosztów bilansowania. Osiągnięcie drugiego efektu jest możliwe jedynie w grupach bilansujących, w skład których wchodzą wytwórcy lub odbiorcy z możliwością regulacji obciążenia. Dodatkowo organizacja takiej GB wymaga dodatkowo ustalenia zasad wykorzystywania mocy regulacyjnej przez podmiot nadrzędny grupy oraz przyjęcia zasad rozliczeń za świadczenie usługi bilansowania energii na rzecz grupy.

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

Łatwiejsza jest organizacja GB, w skład której wchodzą tylko podmioty niewykorzystujące możliwości regulacji własnych obciążeń. Osiągane są wtedy korzyści wynikające z wzajemnego kompensowania się odchyleń prognostycznych. Efekty takie są wysokie w przypadku rynku bilansującego funkcjonującego w warunkach istotnego rozchylenia cen zakupu (CROz) i sprzedaży (CROs). Istotna różnica cen przy niezbilansowaniu dodatnim i ujemnym powoduje, że wewnątrz GB naturalnie pojawia się możliwość korzystniejszego funkcjonowania podmiotów (niż w przypadku samodzielnego funkcjonowania na RB), które mają niezbilansowanie o przeciwnym znaku niż niezbilansowanie całej grupy. Zniesienie rozchylenia cen zakupu i sprzedaży na RB (wprowadzone z początkiem 2009 roku), które było uzasadniane ograniczeniem możliwości zachowań spekulacyjnych, spowodowało, że wykorzystanie tego efektu jest obecnie niemożliwe. W istotny sposób została ograniczona zasadność prowadzenia grup bilansujących, w skład których wchodzą tylko podmioty pasywne. Korzyści dla podmiotów uczestniczących w takiej GB wynikają obecnie z mniejszych kosztów osobowych i organizacyjnych prowadzenia procesu rozliczeń niezbilansowania i mniejszych wymagań odnośnie wnoszenia zabezpieczeń finansowych na koszty bilansowania, przewidzianych przez procedury RB [3]. Grupy bilansujące różnią się, jeżeli chodzi o rodzaj podmiotów wchodzących w ich skład, ich liczbę, rolę operatora grupy w stosunku do jej podmiotów oraz przyjętych zasad rozliczeń wewnątrz GB. Rozliczenia wewnętrzne uczestników GB są najczęściej organizowane według jednego z poniżej opisanych schematów. Najprostszym sposobem rozliczeń jest rozliczanie na podstawie bieżących cen odchylenia na RB, przeliczonych przez ustalony współczynnik. Wielkość współczynnika określa się w umowie pomiędzy uczestnikiem GB a jej operatorem. Jego wielkość jest dobierana indywidualnie w zależności od kształtu profilu poboru energii przez uczestnika i możliwości jego prognozowania. Ten sposób rozliczeń był chętnie stosowany w okresie istotnego rozchylenia cen na RB. Zastosowanie współczynnika powoduje efektywne zmniejszenie rozchylenia cen dla uczestnika GB, a w konsekwencji zmniejszenie kosztów jego bilansowania. Jeżeli operator GB jest jednocześnie sprzedawcą energii dla jej uczestników, to koszty bilansowania uczestnika są najczęściej wliczane w wypadkową cenę energii. Operator GB dokonuje indywidualnej kalkulacji spodziewanych kosztów bilansowania w zależności od możliwości dokładnego prognozowania zapotrzebowania, jego zmienności w czasie i spodziewanego wpływu na wypadkowe bilansowanie GB. Są one jedną z przesłanek do kalkulacji ceny energii oferowanej uczestnikowi GB. Możliwe do zastosowania są metody rozliczania uczestników GB na podstawie pełnego przenoszenia na nich wynikowych kosztów bilansowania. W wewnętrznym regulaminie grupy określane są formuły wyznaczania wewnętrznych cen rozliczeniowych uzależnione od konkretnej sytuacji rozliczeniowej. Zadaniem formuł jest przeniesienie profitu (oraz ryzyka) na wszystkich uczestników GB. GB mogą też funkcjonować na zasadach tzw. tuneli rozliczeniowych. Operator GB oferował preferencyjne stawki rozliczenia niezbilansowania, gdy odchylenie uczestnika w stosunku do jego pozycji deklarowanej w prognozie nie przekroczyło przyjętego w umowie przedziału. Jeśli nastąpi przekroczenie (w kierunku zgodnym z odchyleniem całej GB) uczestnik GB jest rozliczany po cenach RB. Ze względu na rolę operatora GB można podzielić na: • GB, w której operator świadczy dla jej uczestników tylko usługę pośredniczenia w bilansowaniu • GB, w której operator grupy kupuje lub sprzedaje energię elektryczną dla części jej uczestników, a dla pozostałych świadczy usługę pośredniczenia w bilansowaniu • GB, w której operator, jednocześnie z pośredniczeniem w bilansowaniu, kupuje bądź sprzedaje energię wszystkim uczestnikom grupy. W GB, w których uczestniczą odbiorcy lub wytwórcy oferujący usługę bilansowania energii na rzecz grupy, rola operatora obejmuje także bieżącą kontrolę niezbilansowania grupy i dysponowanie mocą regulacyjną. Przy podziale korzyści z funkcjonowania grupy bilansującej wyróżnione muszą być aktywne podmioty grupy, które świadczą na jej rzecz usługi regulacyjne. Dostawcy usługi regulacyjnej ponoszą dodatkowe koszty, które muszą być kompensowane odpowiednimi płatnościami. Zaproponowany sposób rozliczeń wewnątrz GB w stosunku do podmiotów regulujących swój pobór lub wytwarzanie na potrzeby bilansowania grupy musi przewidywać dodatkowe wynagrodzenie na usługę bilansowania energii. Stosowane sposoby rozliczeń mogą polegać na: • stosowaniu stałej, wynegocjowanej (pomiędzy operatorem grupy a uczestnikiem świadczącym usługę) ceny za dostawę (pobór) energii bilansującej na rzecz grupy • ustalonych modelach podziału korzyści z bilansowania pomiędzy podmiotem regulacyjnym a pozostałymi uczestnikami grupy.

Usługi bilansowania systemu dystrybucyjnego

Jeżeli w GB podmiot dostarczający usługę bilansowania jest jednocześnie operatorem grupy, dodatkowe korzyści, które wypracowuje operator poprzez aktywną regulację niezbilansowania energii grupy, wpływają na warunki bilansowania oferowane innym uczestnikom grupy, a stosowane dla nich sposoby obliczeń są konstruowane na opisanych wcześniej zasadach. Wykorzystywanie usługi bilansującej dostarczanej przez uczestnika GB jest uzasadnione w okresach, gdy koszty bilansowania wewnętrznego są niższe od bieżących kosztów zakupu energii bilansującej na RB.

3. STEROWANIE STRONĄ POPYTOWĄ – MECHANIZMY ODDZIAŁYWANIA NA ODBIORCÓW Jednym z zadań, jakie przypisuje się współczesnym przedsiębiorstwom dystrybucji i obrotu, jest tzw. sterowanie stroną popytową, określane najczęściej angielskim skrótem DSM (ang. Demand Side Management). Rolą DSM jest takie sterowanie zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną, aby minimalizować koszty rozwoju systemu elektroenergetycznego. Większość działań ma na celu wywoływanie postaw odbiorców racjonalizujących zużycie energii. Efektem tych działań jest najczęściej uwolnienie mocy szczytowych w systemie i uniknięcie inwestycji po stronie systemu wytwórczego i infrastruktury przesyłowej. Techniki DSM mogą być także alternatywą dla usług systemowych lub zmniejszać zapotrzebowanie na rezerwy mocy dostarczane w postaci usług systemowych. Podstawowe działania DSM są nakierowane na spowodowanie korzystnych dla systemu zmian po stronie zapotrzebowania odbiorców. Zmiany w przebiegach zmienności obciążenia systemu, w wyniku zastosowania DSM, można sklasyﬁkować w kilku podstawowych kategoriach (rys. 2): • obcięcie szczytu – obniżenie zapotrzebowania na moc w okresach szczytowego obciążenia • wypełnianie dolin – podstawowym celem jest zwiększenie zużycia energii w okresach pozaszczytowych • przesunięcie obciążenia – łączy cechy dwóch poprzednich kategorii • strategiczne oszczędzanie – ma na celu obniżenie całkowitego zużycia energii • strategiczne zwiększenie obciążenia – dążenie do zwiększenia sprzedaży energii elektrycznej • elastyczne kształtowanie krzywej obciążenia – jest opcją, która bierze pod uwagę niezawodność dostaw energii i dostosowanie obciążenia do bieżącej sytuacji systemowej.

Rys. 2. Cele sterowania stroną popytową – DSM

Stosuje się następujące strategie sterowania stroną popytową: • reakcja cenowa – sterowane urządzenia pracują w taki sposób, by zminimalizować rachunek za energię elektryczną • dobrowolne ograniczenia – zakład energetyczny proponuje odbiorcom ograniczenie zużycia energii w pewnych okresach czasu; udział w programie jest dobrowolny

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

• planowanie pracy – kontrolowany odbiornik energii pracuje zgodnie z założonym planem • limitowanie czasu pracy urządzenia (np. limit godzin w ciągu doby) • zmiana przy zadanej nastawie – zakres pracy urządzenia zależy od pewnych parametrów (np. temperatury zewnętrznej) • kontrola stopnia obciążenia odbiornika • krótko- i średnioterminowe ograniczenia (w przypadku deﬁcytów mocy w systemie). Podstawowym i najczęstszym podejmowanym działaniem, mającym wywołać pożądane zmiany w kształcie krzywej obciążenia systemu, jest wykorzystanie reakcji cenowej poprzez różnicowanie cen za energię elektryczną w zależności od strefy czasowej doby lub dnia tygodnia oraz opłat zależnych od szczytowego poboru mocy przez odbiorcę. Zróżnicowanie cen w strefach czasowych powoduje, że odbiorcy powinni być zainteresowani obniżaniem zapotrzebowania w okresach szczytowych, dążąc do minimalizacji rachunków za energię elektryczną. Racjonalizacja użytkowania energii polega więc nie tylko na obniżaniu zużycia, ale także na wykorzystywaniu możliwości przesunięć obciążenia w ramach stref czasowych. W wielu systemach wykorzystuje się możliwość zmniejszenia odbioru energii przez odbiorcę końcowego na polecenie dyspozytora systemu jako usługę systemową, realizowaną przez odbiorców. Doniesienia o takim wykorzystaniu odbiorców dotyczą najczęściej systemów amerykańskich [1, 2, 4, 5, 6, 8]. W tab. 1 zestawiono najważniejsze cechy takiej usługi w kilku wybranych systemach. Szybko realizowana zmiana mocy pobieranej, jako szybka reakcja odbiorcy na polecenie dyspozytora albo poprzez bezpośrednie zmniejszenie mocy pobieranej, w odpowiedzi na sygnał regulacyjny przesyłany z centrum dyspozycyjnego systemu, jest najczęściej traktowana jako usługa pozwalająca zmniejszyć wielkość wymaganych rezerw wirujących w systemie po stronie wytwórczej. Tab. 1. Usługi obniżenia poboru na wybranych rynkach energii [5] System, rodzaj usługi

Typ kontraktu

Zapowiedź wykorzystania Minimalne wymagania Struktura płatności za usługę usługi

Alberta, Typ 1

Kontrakty miesięczne

Wyprzedzenie godzinne

1 MW, do 4 godzin

Stała stawka miesięczna za MW, niezależna od liczby wykorzystanych obniżeń poboru

Alberta, Typ 2

Kontrakty tygodniowe

Wyprzedzenie godzinne

1 MW, do 4 godzin

Stawka na MWh, płatna za rzeczywiście wykorzystane obniżenia

Kalifornia

Kontrakty długoterminowe

Wyprzedzenie 15 lub 30 minut

1 MW, do 4 godzin

Stawka miesięczna za MW za gotowość świadczenia usługi Stawka na MWh płatna za wykorzystanie usługi

Nowy Jork

Kontrakty długoterminowe

Wyprzedzenie 10 lub 30 minut

1 MW albo 2 MW, do 1 1 MW – płatność według aktualnej stawki za godziny rezerwę wirującą 2 MW – płatność według ceny energii na rynku dnia następnego

Tajwan, Typ 1

Kontrakty długoterminowe

Wyprzedzenie dobowe albo tygodniowe

5 MW, do 6 godzin na dobę

Obniżenie o 50% stawek za zakontraktowaną energię

Tajwan, Typ 2

Kontrakty długoterminowe

Wyprzedzenie: dobowe, 4-godzinne, godzinowe

Wszyscy odbiorcy przemysłowi, do 6 godzin

Stawka i sposób rozliczeń uzależnione od przyjętego czasu wyprzedzenia

Obniżenie mocy odbiorców, szczególnie w okresie szczytowych poborów mocy, pozwala na zmniejszenie wymaganych, koniecznych do utrzymywania wielkości rezerw mocy w regulacji pierwotnej i wtórnej. Obniżenie mocy odbioru, realizowane w szybkim czasie, jest przy takim wykorzystaniu rezerwy zaliczane do rezerwy sekundowej lub minutowej (w zależności od czasu dostępu do mocy po stronie odbiorców). Ponieważ nie jest możliwe całkowite zastąpienie rezerw regulacji pierwotnej i wtórnej poprzez obniżenie odbioru, wprowadzane są limity maksymalnego udziału rezerw pozyskiwanych po stronie odbiorców w całkowitej utrzymywanej w systemie rezerwie sekundowej lub minutowej. Na rynkach amerykańskich najczęściej przyjmuje się maksymalnie 25-proc. udział odbiorców w świadczeniu usługi regulacji sekundowej i minutowej [9].

Usługi bilansowania systemu dystrybucyjnego

Odbiorcy świadczący usługę obniżenia poboru na polecenie dyspozytora systemu uczestniczą na ogólnych zasadach w rynku usług systemowych, konkurując z wytwórcami, albo proponowane są im inne sposoby rozliczeń zaczerpnięte z podstawowych technik DSM (tab. 1). W płatnościach mogą występować składniki naliczane za gotowość pełnienia usługi oraz rozliczenia za energię niepobraną z systemu w wyniku obniżenia zapotrzebowania (energia ta jest traktowana jako dostarczona energia regulacyjna). Stawka w rozliczeniach za energię najczęściej jest odnoszona do stawek za dostawę energii regulacyjnej przez wytwórców. Podstawowym celem wdrożenia DSM jest obniżenie łącznych kosztów dostawy energii. Korzyściami z tej obniżki kosztów dzielą się odbiorcy, dostawcy energii i pośrednicy (przedsiębiorstwa obrotu). Poza tym podstawowym efektem można oczekiwać także efektów dodatkowych, takich jak np. [7]: • poprawy regulacyjności systemu • wzrostu niezawodności dostaw • zwiększenia dokładności prognoz zapotrzebowania • zmniejszenia ograniczeń przesyłowych • lepszego wykorzystania istniejącej infrastruktury systemowej • ograniczenia siły rynkowej dostawców • wdrażania przez odbiorców skutecznych programów zarządzania kosztami energii • zmniejszenia ryzyka cenowego poprzez ograniczenie fluktuacji cen energii • zacieśnienia relacji rynkowych odbiorców z dostawcami • zwiększenia konkurencyjności gospodarki narodowej. Wszystkie wymienione działania pośrednio przekładają się na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. Działania DSM powinny prowadzić do powstania korzyści zarówno po stronie odbiorców, jak i dostawców energii. Potencjalna skuteczność w zakresie wdrażania tych działań przez dostawców oraz efektywność po odpowiednich reakcjach odbiorców jest warunkowana przekonaniem o celowości DSM przez wszystkie strony. Trzeba pamiętać, że korzyści ze skutecznego wprowadzenia DSM po stronie systemu są, niestety, rozproszone: pojawiają się zarówno po stronie wytwórców, operatorów systemów przesyłowych, operatorów systemów dystrybucyjnych oraz w firmach obrotu. Taryfy i cenniki stosowane w rozliczeniach z odbiorcami końcowymi regulują rozliczenia tylko pomiędzy niektórymi z tych podmiotów (spółkami dystrybucyjnymi i spółkami obrotu) a odbiorcami końcowymi. Wdrożenie działań DSM w tych taryfach i cennikach wymaga więc jednocześnie wypracowania skutecznych sposobów przenoszenia efektów na pozostałe podmioty (system przesyłowy i wytwórców). Efektywne wdrożenie DSM wymaga więc konkurencyjnie i sprawnie funkcjonującego rynku hurtowego, generującego właściwe impulsy dla rynku detalicznego. Aktualnie rynek hurtowy w Polsce nie jest jeszcze wystarczająco efektywny w tym względzie. Aby właściwie skonstruowana taryfa stała się skutecznym instrumentem wdrażania DSM, muszą być spełnione dwa warunki: • zapisy taryfy muszą powodować, aby pożądane zachowania odbiorców były opłacalne (konieczne jest odpowiednie zróżnicowanie stawek rozliczeń lub bonifikaty) • odbiorcy muszą być świadomi, jak korzystać z taryfy (taryfy muszą być przejrzyste, możliwie mało skomplikowane, a wiedza o sposobach korzystania z nich musi być przekazywana odbiorcom poprzez działania marke�ngowe i edukacyjne). Aktualne taryfy słabo realizują pierwsze zadanie. Świadomość odbiorców należy ocenić jeszcze niżej.

4. PODSUMOWANIE Stopniowa decentralizacja procesów rynkowych i odpowiadająca im decentralizacja procesów sterowania mocą w systemie będą prowadziły do powstania lokalnych rynków usług regulacyjnych. OSD może również pełnić rolę koncentratora usług systemowych względem OSP lub innych uczestników rynku usług systemowych. Zakres usług świadczonych na rzecz OSD może być ograniczony w stosunku do rynku systemowego. Na rynku lokalnym istotne będą ograniczenia lokalnej podaży usług. W proces tworzenia lokalnych rynków usług regulacyjnych powinny się aktywnie włączyć ﬁrmy obrotu, organizując tzw. grupy bilansujące. Grupy bilansujące powodują w naturalny sposób decentralizację procesu bilansowania energii i zmniejszają zapotrzebowanie na energię bilansującą na RB. Grupy te mogą pełnić także

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

rolę pośrednika w świadczeniu usługi bilansowania energii przez podmioty rozproszone oraz agregować ich możliwości. Aktualne taryfy słabo realizują funkcje motywujące odbiorców do realizacji celów DSM. Oddziaływanie obecnych taryf ogranicza się do prób motywowania odbiorców do korzystnego kształtowania krzywej obciążenia mocą czynną, ograniczania szczytowych poborów mocy oraz prób dyscyplinowania w zakresie poboru mocy biernej. Żadnej z tych funkcji obecne taryfy nie realizują skutecznie. Nie są wykorzystywane możliwości odbiorców w zakresie aktywnego kształtowania krzywej obciążenia oraz działań na rzecz wspomożenia procedur regulacyjnych w systemie oraz aktywnego uczestnictwa w jego obronie w stanach zagrożeń lub pomocy w przywróceniu jego normalnej pracy. W taryfach przesyłowych i za energię elektryczną należy umożliwić wprowadzenie działań DSM klasyfikowanych jako dynamiczne kształtowanie krzywej obciążenia, umożliwiających odpłatne wykorzystanie możliwości odbiorców uczestniczenia w zapewnieniu bilansu mocy w systemie i ograniczanie kosztów wytwarzania w stanach okresowego deficytu mocy w systemie. Poza rozliczeniami taryfowymi należy wykorzystać możliwości odbiorców w zakresie regulacji bilansów mocy czynnej i mocy biernej, poprzez stworzenie warunków do aktywnego uczestnictwa odbiorców w dostawie wybranych usług systemowych. Postulat dotyczy zarówno usług z grupy regulacji napięcia i mocy biernej, jak i uczestnictwa odbiorców w regulacji mocy czynnej (szczególnie w przypadkach pracy systemu z deficytem mocy oraz stanów zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu). Usługi zmniejszenia poboru energii elektrycznej przez odbiorców końcowych na polecenie dyspozytora systemu mogą być alternatywnymi sposobami dostarczenia rezerw mocy w stosunku do usług regulacyjnych świadczonych przez wytwórców. Efektywne wprowadzenie działań DSM w rozliczeniach taryfowych dla rozproszonych odbiorców wymaga koordynacji rozwiązań pomiędzy taryfami przesyłowymi (stosowanymi przez przedsiębiorstwa sieciowe) i taryfami lub cennikami (stosowanymi przez przedsiębiorstwa obrotu). Praca finansowana ze środków na naukę w latach 2008–2010 jako projekt badawczy nr N511 376235.

BIBLIOGRAFIA 1. Bolton Zammit M.A., Hill D.J., Kaye R.J., Designing ancillary services markets for power system security, IEEE Transactions on Power Systems, Volume 15, Issue 2, May 2000. 2. Cheung K. W., Shamsollahi P., Sun D., Milligan J., Potishnak M., Energy and ancillary service dispatch for the interim ISO New England electricity market. Proceedings of the 21st 1999 IEEE International Conference: Power Industry Computer Applications, PICA ’99. Jul. 1999. 3. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej – Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi (tekst jednolity obowiązujący od 1 stycznia 2010). Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A., Warszawa 2010, www.pse-operator.pl 2010. 4. Kun-Yuan Huang, Yann-Chang Huang, Integrating direct load control with interruptible load management to provide instantaneous reserves for ancillary services, IEEE Transactions on Power Systems, Volume 19, Issue 3, Aug. 2004. 5. Le Anh Tuan, Bhattacharya K., Competitive framework for procurement of interruptible load services, IEEE Transactions on Power Systems, Volume 18, May 2003. 6. Le Anh Tuan, Bhattacharya K., Interruptible load management within secondary reserve ancillary service market, IEEE Power Tech Proceedings, Porto 2001. 7. Malko J., Wilczyński A., Oszczędne, racjonalne czy efektywne użytkowanie energii elektrycznej, Energetyka, nr 9/2007. 8. Rerkpreedapong D., Feliachi A., Decentralized load frequency control for load following services. Power Engineering Society Winter Meeting, IEEE, Volume 2, 2002. 9. Xingwang Ma, Sun D.I., Cheung K.W., Evolution toward standardized market design. IEEE Transactions on Power Systems, Volume 18, Issue 2, May 2003.

Sprostowanie W trzecim numerze Acta Energetica omyłkowo opublikowano błędny tytuł artykułu autorstwa prof. dr hab. Anny Lisowskiej-Oleksiak, dr inż. Andrzeja P. Nowaka i mgr. inż. Moniki Wilamowskiej. Tytuł poprawnie powinien brzmieć: „Superkondensatory jako urządzenia do gromadzenia energii”. Za pomyłkę przepraszamy. Redakcja

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Robert Kowalak Gdańsk / Polska

Zbigniew Szczerba Gdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2000). Stopień naukowy doktora nauk technicznych uzyskał na swoim macierzystym wydziale (2005). Obecnie pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej na stanowisku adiunkta. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: układy energoelektroniczne dużych mocy (FACTS, HVDC), modelowanie pracy układów energoelektronicznych w systemie elektroenergetycznym, współpracę układów zasilania z elektroenergetyką trakcyjną.

Dyplom inżyniera uzyskał w 1952 roku, cztery lata później dyplom magistra nauk technicznych, a w roku 1963 stopień doktora nauk technicznych na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej. W Instytucie Energetyki kierował m.in. utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW dla okrętownictwa do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowiły 75% mocy krajowego systemu elektroenergetycznego. W roku 1972 został przeniesiony służbowo do Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu i powołany na stanowisko zastępcy dyrektora do spraw naukowych. W roku 1977 uzyskał stopień doktora habilitowanego. Objął stanowisko kierownika Zakładu Elektroenergetyki na Wydziale Elektrycznym PG. Wkrótce uzyskał tytuł profesora nadzwyczajnego i dwukrotnie wybrano go dziekanem tego wydziału. W latach 1987–90 pracował jako visiting-professor na Uniwersytecie Technicznym w Oranie (Algieria). Po powrocie do kraju zorganizował Katedrę Systemów Elektroenergetycznych na obecnym Wydziale Elektrotechniki i Automatyki. Od 1991 roku jest profesorem zwyczajnym Politechniki Gdańskiej. W latach 1990–1996 pełnił funkcję prorektora ds. nauki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce.

Ocena możliwości wykorzystania stacji przekształtnikowej HVDC do kompensacji mocy biernej

OCENA MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA STACJI PRZEKSZTAŁTNIKOWEJ HVDC DO KOMPENSACJI MOCY BIERNEJ dr inż. Robert Kowalak / Politechnika Gdańska prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska 1. WSTĘP Typowymi urządzeniami stosowanymi do kompensacji mocy biernej w węzłach systemów są kompensatory statyczne w postaci baterii kondensatorów oraz dławików, a także najnowocześniejsze kompensatory energoelektroniczne typu: SVC (ang. Static Var Compensator – statyczny kompensator mocy biernej), oraz STATCOM (ang. Static Compensator – statyczny generator mocy biernej). Do kompensacji wykorzystywane są również maszyny synchroniczne, np. generatory elektrowni wodnych. Elementem, który już od kilku lat pracuje w KSE i teoretycznie może być wykorzystany do regulacji mocy biernej, jest łącze prądu stałego wysokiego napięcia HVDC (ang. High Voltage Direct Current). Podstawowym zadaniem tego układu jest przesył mocy czynnej pomiędzy systemami elektroenergetycznymi Polski i Szwecji. Z tym przesyłem powiązane jest również zagadnienie mocy biernej. Związane jest ono bezpośrednio z przekształtnikami łącza, które w czasie swojej pracy pobierają z systemów znaczące wartości mocy biernej. Pobór mocy biernej uzależniony jest od przesyłanej łączem mocy czynnej oraz od kąta wysterowania elementów półprzewodnikowych przekształtników. Autorzy zbadali możliwość wykorzystania stacji przekształtnikowych łącza HVDC do regulacji tej mocy. Ocenę przeprowadzono na podstawie wykonanych badań symulacyjnych. Niniejszy artykuł stanowi prezentację części badań wykonanych i opisanych w ramach [3].

2. ŁĄCZE HVDC SZWECJA – POLSKA W 2000 roku rozpoczął pracę układ przesyłowy HVDC Szwecja – Polska. Utworzone tym sposobem połączenie systemu elektroenergetycznego Polski z systemem Szwecji w znacznym stopniu wpłynęło na poprawę bezpieczeństwa pracy KSE, w szczególności jego północnej części charakteryzującej się niewielką liczbą źródeł wytwórczych [8]. Łącze wiąże ze sobą rejon Karlshamn w południowo-wschodniej Szwecji z Wierzbięcinem w okolicach Słupska w Polsce. HVDC przyłączone jest do systemu elektroenergetycznego Polski w stacji Słupsk na napięciu 400 kV, natomiast po stronie szwedzkiej w stacji Starno również na napięciu 400 kV. Długość łącza wynosi 254 km. Schemat układu HVDC przedstawiono na rys. 1. Dane techniczne łącza i poszczególnych jego elementów uzyskano ze źródeł [5, 6, 7, 8, 9].

Streszczenie W niniejszym referacie zaprezentowano wyniki badań dotyczących oceny wykorzystania stacji przekształtnikowych łącza HVDC do kompensacji mocy biernej w systemie elektroenergetycznym. Poprzez odpowiednie sterowanie kątem zapłonu w przekształtnikach można wpłynąć na wartość mocy biernej pobieranej przez ten przekształtnik. Dołączając do tego sterowanie przekładnią transformatora przekształtnika, uzyskuje się układ, w którym można zachować stały przepływ mocy czynnej przy zmieniającej się wartości mocy biernej. Teoretycznie, jeżeli połączy się sterowanie elementami do kompensacji mocy biernej,

zainstalowanymi w stacji HVDC, ze sterowaniem pracy zespołu przekształtnika (przekształtnik + transformator), to w efekcie można uzyskać układ, który z powodzeniem można wykorzystać do kompensacji mocy biernej w systemie elektroenergetycznym. Wykonane badania wykazały, że można prowadzić regulację mocy biernej pobieranej przez przekształtniki łącza HVDC, uzyskując znaczące zakresy zmiany tej mocy przy zachowaniu stałej zadanej mocy czynnej przesyłanej tym łączem.

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

18 �

SEE 1

Linia kablowa DC

SEE 2

Kabel powrotny

Rys. 1. Schemat układu przesyłowego HVDC: PT – przekształtnik tyrystorowy 6-pulsowy; TP – transformator przekształtnikowy trójuzwojeniowy; D – dławik; C – kondensatory do kompensacji mocy biernej; L – dławik do kompensacji mocy biernej; F – ﬁltry

W skład stacji po stronie polskiej wchodzi zespół przekształtnika, dławik wygładzający, filtry wyższych harmonicznych, baterie kondensatorów oraz dławik do kompensacji mocy biernej. Zespół przekształtnika stanowią dwa tyrystorowe 6-pulsowe układy mostkowe, połączone po stronie DC szeregowo. Transformator przekształtnikowy stanowią trzy jednostki trójfazowe trójuzwojeniowe, każda o mocy 236 MVA i przekładni napięciowej 405/181 kV/kV. Dzięki odpowiedniemu połączeniu poszczególnych przekształtników i uzwojeń transformatora uzyskano zespoły przekształtnikowe 12-pulsowe. Dławik wygładzający po stronie DC o indukcyjności 225 mH, prądzie znamionowym 1381 A i napięciu znamionowym 450 kV pełni rolę filtru napięcia wyprostowanego oraz równocześnie rolę układu ograniczającego wartość udarów. W celu ograniczenia zaburzeń napięcia i prądu wprowadzanych przez przekształtniki w czasie pracy po stronie AC łącza zainstalowano filtry wyższych harmonicznych. Moc bierna wytwarzana przez układy filtrów wynosi 95 Mvar przy napięciu 400 kV – stanowi on więc dodatkowe źródło mocy biernej. Do samej kompensacji mocy biernej stacji HVDC wykorzystywane są dwie baterie kondensatorów o mocy znamionowej 95 Mvar każda oraz dławik o mocy znamionowej 117 Mvar. Baterie kondensatorów są załączane w zależności od potrzeb, natomiast dławik wykorzystywany jest do równoważenia mocy biernej filtrów wyższych harmonicznych w stanach małego obciążenia łącza, aby nie doprowadzać do przekompensowania. Obie stacje przekształtnikowe łącza są obiektami wykonanymi w podobny sposób. Sposób sterowania pracą łącza HVDC omówiono w [2]. W stanie normalnym kąty wysterowania tyrystorów mieszczą się w stosunkowo wąskich granicach. Przy pracy prostownikowej przekształtniki pracują przy kącie zapłonu tyrystorów α wynoszącym α = 15°±2,5°. Natomiast przy pracy falownikowej kąt wyprzedzenia wygaszania γ wynosi γ = 18°±1°. Regulacja zadanej wartości prądu w prostowniku odbywa się poprzez zmianę przekładni transformatora zespołu prostownika i doregulowanie kątem zapłonu tyrystorów z podanego zakresu. Natomiast regulacja napięcia po stronie DC wykonywana jest przez falownik i odbywa się na zasadzie zmiany przekładni transformatora zespołu falownika i doregulowania kątem wyprzedzenia wygaszania z podanego zakresu.

3. MOC BIERNA ZWIĄZANA Z PRZEKSZTAŁTNIKAMI Zmiana kąta załączania tyrystorów w przekształtnikach powoduje zmianę kąta przesunięcia fazowego podstawowej harmonicznej prądu w układzie zasilania względem sinusoidalnego napięcia zasilającego. Ze wzrostem kąta wysterowania tyrystorów α wzrasta kąt fazowy opóźnienia przebiegu prądu w linii względem napięcia wejściowego przekształtnika (rys. 2), co wskazuje jednoznacznie na to, że sterowane przekształtniki energoelektroniczne są odbiornikami pobierającymi z linii moc bierną zależną od kąta wysterowania [1, 10, 11].

Ocena możliwości wykorzystania stacji przekształtnikowej HVDC do kompensacji mocy biernej

Rys. 2. Przebiegi czasowe prądu i napięcia zasilającego prostownik sterowany przy pominięciu procesów komutacyjnych

Znajdujące się w stacji przekształtnikowej łącza HVDC elementy do kompensacji mocy biernej zapewniają tylko nieciągłe sterowanie tą mocą. Jednoczesne sterowanie przekładnią transformatora i kątem załączania tyrystorów przekształtnika w łączu daje teoretycznie możliwość sterowania mocą bierną w sposób skokowy, co w połączeniu ze skokową regulacją baterii kondensatorów i dławika dawałoby możliwość sterowania mocą bierną w czasie pracy łącza w znacznie szerszym zakresie.

4. OCENA ZDOLNOŚCI REGULACJI MOCY BIERNEJ PRZEZ STACJE ŁĄCZA HVDC Badania modelowe pracy łącza przeprowadzono na podstawie programu DIgSILENT PowerFactory 13.2. W celu wykonania badań opracowano model statyczny łącza. W modelu wykorzystano gotowe komponenty wbudowane do programu symulacyjnego. Na rys. 3 przedstawiono strukturę opracowanego modelu łącza HVDC.

�

SEE_2 Shunt/Filter(3) Shunt/Filter(4) Shunt/Filter(5)

SEE_1 Shunt/Filter Shunt/Filter(1) Shunt/Filter(2) ~

Line

AC_R

DC_R+

Dlawik_I

3-W inding..

DC_I2

DC_R2

AC_I2

AC_I1

AC_R2

DC_I+

Dlawik_R

3-W inding..

AC_R1

Terminal

DC_R1

DC_I1

DC_I-

DC_R-

Grounding ..

Line(1)

Rys. 3. Struktura opracowanego modelu łącza HVDC

W celu odzwierciedlenia systemów elektroenergetycznych wykorzystano źródła napięciowe z wprowadzoną impedancją odpowiadającą mocy zwarciowej systemów. Do szyn AC łącza podłączono po obu stronach po trzy baterie kondensatorów do kompensacji mocy biernej, każda po 95 Mvar, z których dwie modelują rzeczywiste baterie, a jedna stanowi takie źródło mocy biernej, jakim jest ﬁltr wyższych harmonicznych. W zależności

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

od przesyłanej łączem mocy oraz poziomów napięć w trakcie badań symulacyjnych baterie te były załączane lub wyłączane. Wyłączenie ostatniej baterii miało za zadanie odzwierciedlić załączenie dławika przy pracującym ﬁltrze wyższych harmonicznych. Przy tworzeniu modeli zespołów przekształtnikowych wykorzystano gotowy model transformatora trójuzwojeniowego oraz modele przekształtników 6-pulsowych tyrystorowych mostkowych. Parametry tych elementów przyjęto takie jak obiektu rzeczywistego. Pomiędzy przekształtnikami a linią kablową HVDC zamodelowano dławiki wygładzające w postaci samej indukcyjności. Do odzwierciedlenia kabla łącza wykorzystano gotowe modele linii kablowej DC, wprowadzając do nich odpowiednie wartości parametrów. Ponieważ przy opracowywaniu modelu nie dysponowano kompletem danych, uzupełniono je, wzorując się na innych podobnych obiektach. Aby sprawdzić, czy opracowany model odpowiada obiektowi rzeczywistemu, konieczna była weryﬁkacja. Do celów porównawczych wykorzystano charakterystyki łącza uzyskane z dostępnych źródeł. Na potrzeby pracy odzwierciedlono je na wykresach i nałożono na nie charakterystyki uzyskane na podstawie opracowanego modelu. Na rys. 4 przedstawiono charakterystyki Q = f (PDC ) (modelu i łącza) uzyskane przy pracy prostownikowej, a na rys. 5 uzyskane przy pracy falownikowej. �

��

� ��

��

Rys. 4. Charakterystyki Q = f (PDC ) zespołu przekształtnika łącza HVDC przy pracy prostownikowej

�

��

� ��

��

Rys. 5. Charakterystyki Q = f (PDC ) zespołu przekształtnika łącza HVDC przy pracy falownikowej

Ocena możliwości wykorzystania stacji przekształtnikowej HVDC do kompensacji mocy biernej

Jak widać na zaprezentowanych wykresach, charakterystyki modelu nie pokrywają się dokładnie z charakterystykami obiektu rzeczywistego. Przyczyn powstałych różnic może być wiele, ale do najbardziej znaczących można zaliczyć założenie niektórych parametrów łącza, jak również fakt, że w modelu wiele elementów jest wyidealizowanych. Biorąc to pod uwagę, uznano, że osiągnięte w modelu charakterystyki mają zadowalającą dokładność i model ma wystarczającą dokładność do przeprowadzenia na nim założonych badań.

5. WYNIKI BADAŃ Badania symulacyjne przeprowadzono w dwóch etapach: w pierwszym sprawdzano zakres regulacji mocy biernej przy pracy prostownikowej stacji, a w drugim zakres regulacji przy pracy falownikowej. W obu przypadkach prowadzonych badań utrzymywano zadaną stałą moc przesyłaną w łączu poprzez utrzymywanie w prostowniku stałej wartości prądu DC, a w falowniku stałej wartości napięcia po stronie DC. Badania przeprowadzono dla całego zakresu zadanych w łączu przesyłanych mocy czynnych, przyjmując, że zmiana mocy będzie następować ze skokiem wynoszącym 50 MW. Jedynie skrajne analizowane wielkości mocy odbiegały od przyjętego skoku. Związane to było z ograniczeniami prądu w przekształtniku: ograniczenie dolne to 114 A, co odpowiadało mocy przesyłanej na poziomie 50, 46 MW; ograniczenie górne to 1664 A, co odpowiadało mocy przesyłanej 736,54 MW. Uzyskane wyniki zaprezentowano na wykresach w postaci punktów. W celu wyraźniejszego zaznaczenia tendencji zachodzących zmian punkty połączono krzywymi. Punkty pokolorowano w celu rozróżnienia wyników uzyskiwanych w nieco zmienionych warunkach pracy stacji przekształtnikowych i wprowadzono następujące ich oznaczenia na wykresach: – w stacji załączone wszystkie trzy baterie do kompensacji mocy biernej – w stacji załączone są dwie baterie do kompensacji mocy biernej – w stacji załączona jest jedna bateria do kompensacji mocy biernej (odpowiednik ﬁltrów wyższych harmonicznych) – w stacji brak kompensacji (odpowiednik sytuacji, kiedy dławik kompensuje moc bierną ﬁltrów wyższych harmonicznych). Punkty pozbawione wypełnienia oznaczają, że napięcie po stronie AC przekształtnika osiągnęło wartości mniejsze od dopuszczalnych długotrwale. Na rys. 6–8 zaprezentowano wyniki uzyskane w badaniach prostownika, a na rys. 9–11 przedstawiono wyniki uzyskane dla falownika. Pierwszy rysunek (6) przedstawia pobór mocy biernej przez prostownik w funkcji położenia zaczepów transformatora prostownika. Uzyskane wyniki wskazały, że zakres regulacji mocy biernej nie jest mały. Jak widać na rysunku, nie udało się dla żadnej z zadanych wartości mocy w łączu wykorzystać pełnego zakresu regulacji przekładni transformatora ze względu na wąskie możliwości wysterowania prostownika. Zachodzące zmiany wartości mocy biernej są skokowe, ale o skoku zdecydowanie mniejszym niż skok spowodowany załączeniem baterii kondensatorów czy dławika. Największe zmiany mocy biernej prostownika towarzyszyły największym z przesyłanych w łączu HVDC wartościom mocy. Wraz ze zmniejszaniem przesyłanej w łączu mocy zmniejszała się też liczba uzyskiwanych punktów na charakterystyce.

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

22 � 450

400

736,54 MW

350

700 MW 650 MW

300

600 MW 550 MW 500 MW

250

450 MW

Q [Mvar]

400 MW 350 MW

200

300 MW 250 MW

150

200 MW 150 MW 100 MW

100

50,46 MW

0 -8

-6

-4

-2

nr zaczepu TR

Rys. 6. Pobór mocy biernej przez prostownik w funkcji mocy przesyłanej łączem i położenia zaczepu transformatora prostownikowego

Kolejny rysunek (7) przedstawia wartość mocy biernej przekształtnika w funkcji kąta załączenia tyrystorów. Niezależnie od zadanej wartości przesyłanej mocy czynnej zakres regulacji kąta α pozostawał praktycznie stały. Wynikało to z faktu, że z jednej strony był on ograniczony minimalną dopuszczalną wartością (5°), a z drugiej strony ograniczenie wynikało z utrzymywanej w łączu stałej wartości napięcia. Niemniej dostępny zakres regulacji mocy biernej był znaczący i umożliwiał zarówno zwiększenie, jak i zmniejszenie jej poboru w stosunku do aktualnej wartości zależnej od stosowanego kąta zapłonów. Związane to było z tym, że aktualny stosowany kąt zapłonu znajduje się w środku dostępnego zakresu kątów załączania. Rys. 8 pokazuje natomiast zależność wartości mocy biernej w funkcji napięcia po stronie AC prostownika. Przy przesyle dużej mocy łączem prostownik pobiera dużą moc bierną, co z kolei stwarza problemy z utrzymaniem właściwego poziomu napięcia po stronie AC, co niewątpliwie stanowi jedno z ograniczeń w stosowaniu tego typu regulacji mocy biernej. � 450

400

736,54 MW

350

700 MW 650 MW

300

600 MW 550 MW 500 MW

250

450 MW

Q [Mvar]

400 MW 350 MW

200

300 MW 250 MW

150

200 MW 150 MW 100 MW

100

50,46 MW

0 4

Alfa [st.]

Rys. 7. Pobór mocy biernej przez prostownik w funkcji mocy przesyłanej łączem i kąta załączania tyrystorów α w prostowniku

Ocena możliwości wykorzystania stacji przekształtnikowej HVDC do kompensacji mocy biernej

W analogiczny sposób przeprowadzono badania dotyczące zakresu regulacji mocy biernej przez zespół przekształtnikowy łącza przy pracy falownikowej. Na rys. 9 zaprezentowano wartość mocy biernej pobieranej przez falownik w funkcji położenia zaczepów transformatora falownika. Uzyskane tu wyniki również potwierdziły, że zakres regulacji mocy biernej pobieranej przez przekształtnik stacji HVDC jest znaczący. Mimo że tu również nie dało się wykorzystać w żadnym z rozpatrywanych przypadków pracy łącza pełnego zakresu regulacji transformatora, to uzyskany zakres zmian mocy biernej jest większy niż przy pracy prostownikowej. Podobnie jak przy pracy prostownikowej, także tu uzyskane zmiany mocy biernej są skokowe ze skokiem mniejszym, niż wynikałby z załączania elementów układów kompensatorów łącza. � 450

400

736,54 MW

350

700 MW 650 MW

300

600 MW 550 MW 500 MW

250

450 MW

Q [Mvar]

400 MW 350 MW

200

300 MW 250 MW

150

200 MW 150 MW 100 MW

100

50,46 MW

0 366

368

370

372

374

376 378

380

382

384

386

388

390

392

394

396 398

400

402

404

406

408

UAC [kV]

Rys. 8. Pobór mocy biernej przez prostownik w funkcji mocy przesyłanej łączem i kąta wartości napięcia na szynach 400 kV stacji prostownikowej

� 600

500 736,54 MW 700 MW 650 MW

400

600 MW 550 MW 500 MW 450 MW

Q [Mvar] 300

400 MW 350 MW 300 MW 250 MW

200

200 MW 150 MW 100 MW 50,46 MW

100

0 -8

-6

-4

-2

nr zaczepu TR

Rys. 9. Pobór mocy biernej przez falownik w funkcji mocy przesyłanej łączem i położenia zaczepu transformatora falownika

Rys. 10 przedstawia moc bierną przekształtnika w funkcji kąta załączania tyrystorów w falowniku. W zależności od zadanej w łączu wartości przesyłanej mocy dostępny zakres regulacji kąta α ulegał zmianie. Związane to było z tym, że przy zachowanej stałej wartości kąta γ w falowniku ulegał znaczącym zmianom kąt komutacji µ

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

wraz ze zmianami przesyłanej mocy czynnej, który wraz z kątem γ decydował o momencie załączenia tyrystorów w falowniku. Zakres regulacji został tu ograniczony z jednej strony przez minimalny kąt γ, a drugiej liczbą zaczepów transformatora. Zakres wysterowania tyrystorów falownika w stosunku do aktualnie stosowanego w czasie normalnej pracy umożliwia tylko zwiększenie pobieranej mocy biernej przez falownik, dlatego że obecny zakres kątów zapłonu znajduje się praktycznie pod koniec dostępnego zakresu kątów załączania tyrystorów falownika. � 600

500 736,54 MW 700 MW 650 MW

400

600 MW 550 MW 500 MW 450 MW

Q [Mvar] 300

400 MW 350 MW 300 MW 250 MW

200

200 MW 150 MW 100 MW 50,46 MW

100

0 125

130

135

140

145

150

155

160

Alfa [st.]

Rys. 10. Pobór mocy biernej przez falownik w funkcji mocy przesyłanej łączem i kąta załączania tyrystorów α w falowniku

Ostatni z rysunków (11) przedstawia wartość mocy biernej falownika w funkcji napięcia po stronie AC. Podobnie jak w prostowniku, także przy pracy falownikowej występują duże problemy podczas przesyłu dużych mocy z utrzymaniem właściwego poziomu napięcia na szynach AC. Punkty prezentujące uzyskane wyniki na rys. 11 pogrupowały się zgodnie z liczbą aktualnie załączonych baterii kondensatorów. Wyłączenia kolejnych baterii przesuwały zakres napięciowy na szynach AC w środek dopuszczalnego zakresu napięć i wraz ze zmniejszaniem mocy przesyłanej łączem punkty charakterystyki systematycznie przesuwały się w kierunku coraz to wyższych wartości napięcia AC. Podobną tendencję można było również zaobserwować w prostowniku. � 600

500 736,54 MW 700 MW 650 MW

400

600 MW 550 MW 500 MW 450 MW

Q [Mvar] 300

400 MW 350 MW 300 MW 250 MW

200

200 MW 150 MW 100 MW 50,46 MW

100

0 366 368 370 372 374 376 378 380 382 384 386 388 390 392 394 396 398 400 402 404 406 408 410 412 414

UAC [kV]

Rys. 11. Pobór mocy biernej przez falownik w funkcji mocy przesyłanej łączem i wartości napięcia na szynach 400 kV stacji falownika

Ocena możliwości wykorzystania stacji przekształtnikowej HVDC do kompensacji mocy biernej

6. PODSUMOWANIE Wykonane badania wykazały, że można prowadzić regulację mocy biernej pobieranej przez przekształtniki łącza HVDC przy zachowaniu stałej zadanej mocy czynnej przesyłanej łączem. Wykorzystanie do tego celu dostępnego teoretycznie zakresu kątów wysterowania przekształtników i zakresu zmian przekładni transformatorów przekształtnikowych pozwoliło, w odniesieniu do stanu obecnego, na zwiększanie i zmniejszanie poboru mocy biernej przy pracy prostownikowej oraz głównie na zwiększanie poboru tej mocy przy pracy falownikowej. Uzyskana regulacja mocy biernej jest skokowa, co wynika z charakteru przełączania zaczepów transformatorów. Niemniej uzyskiwana tym sposobem zmiana mocy biernej stacji przekształtnikowej następuje z mniejszymi skokami niż w przypadku wykorzystania do tego celu obecnie stosowanego sposobu. Wyznaczony zakres zmiany mocy biernej prostownika jest znacznie szerszy niż obecnie stosowany i osiągnął maksymalną wartość blisko 140 Mvar, ale ze względu na ograniczenia napięciowe za maksymalny dostępny należy uznać ok. 120 Mvar (przy zachowaniu stałej mocy w łączu), i ulegał stopniowemu zmniejszaniu wraz ze zmniejszaniem się wartości przesyłanej w łączu mocy. Natomiast zakres zmiany mocy biernej falownika również został rozszerzony oraz osiągnął maksymalną wartość blisko 220 Mvar (przy zachowaniu stałej mocy w łączu) i również ulegał stopniowemu zmniejszaniu wraz ze zmniejszaniem się wartości przesyłanej w łączu mocy. Przeprowadzone badania miały na celu jedynie wykazanie, że regulacja mocy biernej z wykorzystaniem przekształtników łącza HVDC jest możliwa (co zostało pokazane), i przez to nie obejmowały bardzo dokładnego określenia przedziałów dostępnej mocy biernej.

BIBLIOGRAFIA 1. Barlik R., Nowak. M., Technika tyrystorowa, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, wyd. 3, Warszawa 1994. 2. Kowalak R., Szczeciński P., Modele matematyczne elementów energoelektronicznych – FACTS, Projekt badawczy zamawiany nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, Konsorcjum Politechnik: Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej, raport z realizacji zadania 3.1.2.c, 2007 (niepublikowany). 3. Kowalak R., Szczerba Z., Sposób i algorytmy sterowania stacji przekształtnikowej AC/DC dla poprawy bezpieczeństwa napięciowego systemu ee, Konsorcjum Politechnik: Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej, raport z realizacji zadania 8. 4.2.F, Gdańsk 2009 (niepublikowany). 4. Kujszczyk S., Brociek S., Flisowski Z., Gryko J., Kazarko J., Zdun Z., Elektroenergetyczne układy przesyłowe, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 1997. 5. Madajewski K., Modele dynamiczne systemu elektroenergetycznego do badania układów przesyłowych prądu stałego, Prace Instytutu Energetyki, zeszyt 25, Warszawa 2003. 6. Madajewski K., System przesyłowy prądu stałego HVDC Polska – Szwecja, Automatyka Elektroenergetyczna 1/2000. 7. Materiały ﬁrmy ABB: HVDC. Efﬁcient Power Transmission, ABB Power Systems AB, Sweden, Västeras 1998. 8. Strona internetowa, http://www.pse-swepollink.pl/, listopad 2009. 9. Strona internetowa, http://www.abb.com/hvdc, listopad 2009. 10. Szczęsny R., Komputerowa symulacja układów energoelektronicznych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 1999. 11. Tunia H., Winiarski B., Podstawy energoelektroniki, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, wyd. 1, Warszawa 1975.

Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Robert Małkowski Gdańsk / Polska

Zbigniew Szczerba Gdańsk / Polska

Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1999). W roku 2003 uzyskał stopień doktora. Aktualnie zatrudniony jest na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Zakres jego zainteresowań naukowych obejmuje zagadnienia związanie z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

Adaptacyjny algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą

ADAPTACYJNY ALGORYTM REGULACJI TRANSFORMATORÓW ZASILAJĄCYCH SIEĆ ROZDZIELCZĄ dr inż. Robert Małkowski / Politechnika Gdańska prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba/ Politechnika Gdańska 1. ANALIZA CELOWOŚCI BLOKOWANIA REGULATORÓW W NIENORMALNYCH STANACH NAPIĘCIOWYCH 1.1. Charakterystyki odbiorów zasilanych przez transformatory Podobnie jak w przypadku mocy czynnej, moc bierna pobierana przez odbiory jest funkcją napięcia U i częstotliwości. Ogólną zależność zmian mocy biernej, w otoczeniu punktu pracy, wywołaną zmianami f i U, przy założeniu stałości częstotliwości f = const., Δf = 0 można opisać zależnością: � F U , f  Qo  U U

(1)

W rzeczywistości podana wyżej linearyzacja jest dopuszczalna dla niewielkich zmian U i f w stanach ustalonych. Przy większych zmianach napięcia zależność Qo = F (U, f) w stanach ustalonych, dla f = const., jest nieliniowa i ma przebieg przedstawiony na rys. 1.

�

��

�

��

Rys. 1. Zmiany mocy biernej odbiorów przy zmianach napięcia i przy f = const. 1, 2, 3, 4 – różne przebiegi charakterystyk przy znacznych obniżkach napięcia

� dQ Rysunek pokazuje, że pochodna mocy biernej tgα  o w pewnych przedziałach zmian napięcia może dU być dodatnia lub ujemna. Krzywe pokazane na rys. 1 mogą być przydatne zarówno do jakościowej, jak i – w przybliżeniu – do ilościowej interpretacji stanów nieustalonych przy przeciążeniach systemu mocą bierną, podsystemu lub wyspy. Na ogół przy znacznych obniżkach napięcia zależność może mieć charakter zbliżony do krzywej 1 (rys. 1). Przy pewnych rodzajach odbiorów zależność ta może mieć charakter zbliżony do krzywych 2, 3, a nawet – przy dużym udziale napędów asynchronicznych i baterii kondensatorów – zbliżony do krzywej 4. W tych sytuacjach znaczna obniżka napięcia powoduje wzrost poboru mocy biernej. Streszczenie W niniejszym artykule opisano przykład nowego inteligentnego regulatora transformatora. Układ regulacji transformatorów 110/SN, z proponowanym algorytmem działania, umożliwia automatyczne dostosowanie algoryt-

mu działania regulatorów do aktualnych stanów systemu elektroenergetycznego (np. lawina napięcia) i w ten sposób może wpłynąć na wzrost bezpieczeństwa elektroenergetycznego.

Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

Podobnie jak w przypadku mocy czynnej, rzeczywista charakterystyka tym bardziej odbiega od przedstawionej na rys. 1, im większa jest prędkość zmian napięcia, zależna od wartości przeciążenia. Rozbieżność jest spowodowana elektromagnetycznymi stanami nieustalonymi w silnikach elektrycznych i wpływem mas wirujących układów napędowych.

1.2. Wpływ regulacji napięcia transformatorów na charakterystyki odbiorów Przy stałej przekładni obniżenie napięcia po stronie zasilania transformatora powoduje odpowiadające mu obniżenie napięcia po stronie wtórnej. Jeżeli regulator napięcia – pomimo obniżenia napięcia po stronie pierwotnej – utrzyma stałe napięcie po stronie wtórnej, to moc bierna pobierana nie będzie zależna od zmian napięcia po stronie pierwotnej i Q = const. ��

��

Rys. 2. Wpływ regulacji transformatora na charakterystykę Q = F(U) z uwzględnieniem nieciągłości układu regulacji

�

Taki stan będzie miał miejsce tylko wtedy, gdy przełącznik zaczepów nie osiągnie jednego ze skrajnych położeń. W takim przypadku regulator nie będzie w stanie utrzymywać stałego napięcia po stronie wtórnej i charakterystyka Q = F(U) zacznie przybierać postać zbliżoną do części charakterystyki bez regulatora z modyﬁkacją spowodowaną zmienioną przekładnią w stosunku do wartości znamionowej. W rzeczywistości układ regulacji transformatora jest układem regulacji nieciągłej ze strefą nieczułości i dużym opóźnieniem. Ilustrację takiego przypadku pokazano na rys. 2. Charakterystyki pokazane na rys. 1 obowiązują dla stanów ustalonych (po zakończeniu procesu regulacji). W przedstawionej postaci charakterystyki te mogą być wykorzystywane tylko w przypadkach powolnych zmian napięcia – wolniejszych niż działanie układów regulacji transformatorów. W bardzo dużych przeciążeniach prędkość zmian napięcia może być tak duża, że regulatory nie zdążą zadziałać. W takich przypadkach do rozważań należy przyjmować charakterystyki pomijające działanie układów regulacji transformatorów z przekładniami takimi jak przed zakłóceniem.

1.3. Niekorzystny wpływ regulatorów napięcia transformatorów przy deﬁcycie mocy biernej W przypadku powolnych zmian stanu i rosnącym deﬁcycie mocy biernej ma miejsce sytuacja przedstawiona na rys. 3. �

Odbiory z regulacją transformatorów

��

Działanie regulatorów napięcia generatorów

�

Odbiory bez regulacji transformatorów

Działanie ograniczników prądu stojana

��

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

��

Rys. 3. Ilustracja niekorzystnego wpływu regulatorów napięcia transformatorów WN/SN przy deﬁcycie mocy biernej. Oznaczenia: S – stabilny punkt stanu ustalonego bez działania regulatora napięcia; Ifpuł – pułap prądu wzbudzenia; szare pole pokazuje nieciągłość układu regulacji napięcia

Adaptacyjny algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą

Rys. 3 ilustruje przypadek niekorzystnego wpływu regulacji napięcia transformatorów na deﬁcyt mocy biernej. Przy stałej przekładni uzyskuje się stabilny punkt pracy poniżej progu działania ograniczników. Działanie układu regulacji transformatora może spowodować zadziałanie ograniczników i lawinę napięcia. W sieciach rozdzielczych z dużą liczbą napędów asynchronicznych i znaczącą mocą kondensatorów często �dQo  0. Potwierdziły to rozważania teoretyczne i badania wykonane w pracy [1]. Oznacza to, że przy obniżaniu dU

się napięcia pobierana moc bierna rośnie. W takim przypadku naturalna charakterystyka odbiorów jest wyraźnie mniej korzystna od charakterystyki zdeterminowanej przez działanie regulatora napięcia transformatora, utrzymującego w pewnym zakresie stałe napięcie, i wynikający z tego stały pobór mocy biernej. �

Ug Ugz0

Działanie regulatorów napięcia generatorów

Działanie ograniczników prądu stojana

Odbiory bez regulacji transformatorów

Dla If =I fpuł Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Odbiory z regulacją transformatorów

Rys. 4. Ilustracja korzystnego wpływu regulatorów napięcia transformatorów WN/SN przy deﬁcycie mocy biernej. Oznaczenia: S – stabilny (rozmyty) punkt stanu ustalonego, z działaniem regulatora napięcia; Ifpuł – pułap prądu wzbudzenia; szare pole pokazuje nieciągłość układu regulacji napięcia, a jego pochylenie wynika ze wzrostu prądu po stronie pierwotnej transformatora przy stałej mocy

In Opisana szkodliwość blokowania regulatorów jest wyjaśniona na rys. 4. Przy charakterystykach poboru mocy biernej przez sieć SN, o nachyleniu

�dQo  0 , działający regulator napięcia transformatora prowadzi do dU

uzyskania stabilnego, rozmytego punktu pracy S, natomiast blokowanie działania regulatora prowadzi do trwałego deﬁcytu mocy biernej, powodującego niestabilność aperiodyczną – lawinę napięcia. Reasumując, dla wskazania potrzeby blokowania automatycznej regulacji konkretnego transformatora konieczna jest, co najmniej, znajomość współczynnika podatności napięciowej odbiorów widzianych z zacisków danego transformatora. Pomiar charakterystyk, dla oszacowania ich wpływu na stabilność napięciową, może być dokonany przez personel właściciela sieci dystrybucyjnej w czasie normalnej eksploatacji. Przykładowe wyniki wraz z komentarzem zawarto w źródłach [1].

1. 4. Inteligentny regulator napięcia transformatora 110/SN 1. 4.1. Wady blokady pasywnej regulacji automatycznej transformatora Podejmowanie decyzji o blokowaniu działania regulatora transformatora na podstawie wyników pomiarów wykonanych off-line posiada jednak istotne wady: • nie uwzględnia rozwoju i zmienności struktur odbiorów • nie uwzględnia periodycznych zmian związanych z porami roku, warunkami atmosferycznymi, dniami roboczymi i świątecznymi • pomiar dokonywany jest przy napięciach bliskich normalnych wartości eksploatacyjnych. Niemożliwe jest obniżenie napięcia do wartości zakłócającej normalną pracę odbiorów. Jest to o tyle istotne, że jeśli oszacowany w wyniku prób współczynnik podatności napięciowej (wykonanych przy napięciu roboczym) jest bliski zeru, to należy się spodziewać, że przy napięciu znacznie niższym będzie on ujemny. Opisane wyżej wady pasywnego blokowania regulatorów uwypukla zmienność w czasie charakterystyk poboru mocy biernej przez sieć SN, zasilaną przez dany transformator 110/SN. Zmienia się liczba i obciążenie

Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

napędów asynchronicznych, zmieniają się moce baterii kondensatorów itp. Oznacza to, że dana sieć SN może mieć w pewnych okresach określenie znaku

�dQo �dQo > 0, ≈ 0 lub dU dU

�dQo < 0. Nie jest więc możliwe jednorazowe, pomiarowe dU

�dQo i zdeterminowanie regulatorów napięcia, dla których blokada napięciowa jest pożyteczna dU

lub szkodliwa. Omawiane zmiany charakterystyk mogą mieć cykle sezonowe, tygodniowe, a nawet dobowe. Dla prawidłowej decyzji: blokować czy nie, konieczna jest bieżąca identyﬁkacja zmieniającej się w czasie pochodnej

�dQo w otoczeniu aktualnej wartości napięcia UTd po stronie SN transformatora. dUo

Prawidłowa decyzja o blokowaniu powinna być oparta na znanych charakterystykach w chwili podejmowania decyzji. Potrzebna jest więc znajomość pochodnej

�dQo on-line. dUo

2. OPIS ALGORYTMU DZIAŁANIA Proponowany przez autorów algorytm działania zapewnia dostosowanie regulacji transformatorów do aktualnego stanu systemu elektroenergetycznego i dzięki temu może w znaczący sposób przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa elektroenergetycznego. W przykładowej realizacji sposób regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą 110/SN może przebiegać następująco: w zadanych odstępach czasowych mierzy się i rejestruje wartości napięcia po obu stronach transformatora, tj. napięcie górne transformatora UTg i napięcie dolne transformatora UTd oraz bieżącą wartość mocy biernej po stronie dolnej transformatora QTd , tj. po stronie odbiorów SN. Na tej podstawie na bieżąco określa się współczynnik podatności napięciowej mocy biernej odbiorów

� dQTd i w zależności od jego wartości dU Td � dU Tg

oraz wartości napięcia górnego UTg i bieżącej szybkości zmian napięcia górnego

podejmuje się decyzję, czy

ma być utrzymywana bieżąca zadana wartość napięcia dolnego UTd poprzez przełączanie zaczepów transformatora, czy też należy wstrzymać regulacje (praca transformatora ze stałym zaczepem). Dla węzła sieci rozdzielczej zaopatrzonego w baterię kondensatorów, gdy bieżąca wartość napięcia górnego transformatora znajduje się poza zakresem określonym przez zadaną minimalną wartość napięcia górnego UTgzm i zadaną maksymalną wartość napięcia górnego UTgzM , w pierwszej kolejności dokonuje się próby regulacji poprzez odpowiednie załączanie lub wyłączanie kolejnych sekcji baterii kondensatorów (rys. 5).

Adaptacyjny algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą

�

Pomiar: UT, I T

Wyznaczanie: � � ��

��

� � � ��

� ��

Załączanie baterii kond.

�

Wyłączanie baterii kond.

�

T �

� � � ��

� ��

Regulacja wg kryt. „Napięcie dolne”

�

� �� N ��

T �

Rys. 5. Schemat algorytmu odpowiadający za wykorzystanie źródeł mocy biernej, np. baterii kondensatorów1

W sytuacji, gdy bieżąca wartość napięcia górnego UTg mieści się w zakresie określonym przez < UTgzm; UTgzM >, utrzymuje się bieżącą zadaną wartość napięcia dolnego UTd poprzez przełączanie zaczepów transformatora. W sytuacji, gdy wartość górnego napięcia UTg wykracza poza dopuszczalny zadany zakres i nie daje się wyregulować za pomocą baterii kondensatorów, sterowanie przekładnią transformatora odbywa się w kierunku poprawiającym stabilność napięciową odpowiednio przy deﬁcycie lub nadmiarze mocy biernej.

1 Proces załączania i wyłączania baterii kondensatorów nie został tu szczegółowo przedstawiony.

Robert Małkowski / Politechnika Gdańska Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

32 � �

��

�

��

Regulacja wg kryt. „Zaczep”

M-

N Regulacja wg kryt. „Napięcie dolne”

��

�

��

� � � > � � ��

M-

Regulacja wg kryt. „Napięcie dolne”

� � �� = � � ��

Regulacja wg kryt. „Zaczep”

��

�

��

M-

Regulacja wg kryt. „Napięcie dolne”

� � � < � � ��

� � �� = � � �� Regulacja wg kryt. „Zaczep”

Regulacja wg kryt. „Napięcie dolne”

�

Rys. 6. Diagram algorytmu adaptacyjnego regulatora transformatora 110 kV/SN. Przypadek zbyt niskiego napięcia

Przykładowo, przy deﬁcycie mocy biernej regulacja odbywa się w następujący sposób (rys. 6): • jeżeli

�dQo  0 – utrzymywana jest stała przekładnia lub zadane uprzednio napięcie dolne UTdz dU �dU Tg

• stałą przekładnię utrzymuje się, gdy bieżąca szybkość zmian napięcia górnego zadaną ujemną szybkość zmian napięcia górnego

�dU Tg

przekracza

, a w przeciwnym przypadku utrzymuje się M

bieżące zadane napięcie dolne UTdz poprzez zmianę zaczepów transformatora • jeżeli

�dQo  0 – utrzymywana jest stała przekładnia lub obniżane jest napięcie po stronie dolnej dU

transformatora do dopuszczalnej zadanej minimalnej wartości napięcia dolnego UTdzm, a następnie utrzymywana jest zadana wartość UTdzm �dU Tg • stała przekładnia jest utrzymywana, gdy bieżąca szybkość zmian napięcia górnego przekracza zadaną ujemną szybkość zmian napięcia górnego napięcia górnego

�dU Tg dt

�dU Tg

, natomiast gdy bieżąca szybkość zmian M

nie przekracza zadanej ujemnej szybkości zmian napięcia górnego

�dU Tg

, M

a bieżąca wartość napięcia dolnego UTd jest większa od zadanej minimalnej wartości napięcia dolnego UTdzm – napięcie dolne, poprzez przełączanie zaczepów transformatora, doprowadza się do tej zadanej wartości minimalnej

Adaptacyjny algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą

• jeżeli

�dQo  0 – utrzymywane jest uprzednio zadane napięcie po stronie dolnej transformatora UTdz dU

lub podwyższane jest to napięcie do dopuszczalnej zadanej maksymalnej wartości napięcia dolnego UTdzM , a następnie utrzymywana jest ta zadana wartość UTdzM • napięcie dolne doprowadza się do zadanej maksymalnej wartości, gdy bieżąca szybkość zmian napięcia górnego

�dU Tg dt

nie przekracza zadanej ujemnej szybkości zmian napięcia górnego

�dU Tg

, a bieżąca M

wartość napięcia dolnego UTd jest mniejsza od zadanej maksymalnej wartości napięcia dolnego UTdM . Zaproponowany algorytm może być realizowany automatycznie poprzez próbkowanie w czasie odpowiednich wielkości, polegające na wprowadzaniu do pamięci wartości napięcia po obu stronach transformatora i mocy biernej po stronie odbiorów SN na bieżąco, w zadanych odstępach czasu, nastawialnych w granicach, np. od kilku do kilkudziesięciu sekund. Jeśli utrzymywana jest zadana wartość napięcia po stronie SN, wysyłany jest sygnał przełączenia zaczepu (identyﬁkujący chwilę przełączenia), do pamięci wprowadzane są wartości napięcia i mocy przed przełączeniem i po uzyskaniu nowego stanu ustalonego po przełączeniu zaczepu. Rejestracja i obróbka mierzonych na bieżąco oraz przed i po zadziałaniu przełącznika zaczepów wartości napięcia i mocy umożliwia wykrywanie tendencji do powstawania lawiny napięcia w systemie elektroenergetycznym oraz identyﬁkację sytuacji, w których blokowanie regulacji jest korzystne lub szkodliwe.

3. PODSUMOWANIE Jak wykazano w części teoretycznej referatu, wyposażone w blokadę podnapięciową regulatory napięcia transformatorów 110/SN, utrzymujące zadaną wartość napięcia po stronie SN, mogą działać niekorzystnie w sytuacji deﬁcytu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym, sprzyjając powstawaniu lawiny napięć. Niekorzystne działanie występuje wówczas, gdy obniżanie napięcia po stronie SN powoduje wzrost poboru mocy biernej. Z powodu zmian rodzaju odbiorów w czasie nie jest możliwe określenie (na podstawie pomiarów okresowych) sytuacji, w których należy stosować stałą blokadę lub stałą zmianę algorytmu działania regulatorów. Adaptacyjny układ regulacji transformatorów 110/SN, z proponowanym algorytmem działania, zapewni automatyczne dostosowanie algorytmu działania regulatorów do aktualnych stanów systemu elektroenergetycznego i w ten sposób poprawi bezpieczeństwo elektroenergetyczne.

BIBLIOGRAFIA 1. Małkowski R., Szczerba Z., Praca realizowana w ramach PBZ-MEiN-1/2/2006, „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”. Zadanie 8. 4.1. 2. Szczerba Z., Czy stosować blokadę napięciową regulatorów transformatorów 110/SN?, Materiały X Ogólnopolskiej Konferencji Zabezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce, Komitet Automatyki Elektroenergetycznej SEP, Nałęczów, październik 2007. 3. Zgłoszenie patentowe numer P.391598, tytuł: Sposób regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą, czerwiec 2010. 4. Małkowski R., Szczerba Z., Wpływ struktury, algorytmów działania oraz nastawień układów regulatorów transformatorów 110/SN na możliwość powstania i przebieg awarii napięciowej, materiały konferencji APE ’09, Jurata, czerwiec 2009.

Robert Małkowski; Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska Artur Zbroński / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Robert Małkowski Gdańsk / Polska

Zbigniew Szczerba Gdańsk / Polska

Artur Zbroński Gdańsk / Polska Absolwent Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, autor pracy magisterskiej pt. „Blok wytwórczy, koordynacja algorytmów sterowania generatorem z algorytmami sterowania transformatorem blokowym”. Jest doktorantem oraz asystentem na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej.

Analiza możliwości koordynacji algorytmów działania regulatora transformatora blokowego i regulatora generatora

ANALIZA MOŻLIWOŚCI KOORDYNACJI ALGORYTMÓW DZIAŁANIA REGULATORA TRANSFORMATORA BLOKOWEGO I REGULATORA GENERATORA dr inż. Robert Małkowski / Politechnika Gdańska prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska mgr inż. Artur Zbroński / Politechnika Gdańska 1. WSTĘP W przepisach pojawił się wymóg wyposażania nowych lub modernizowanych bloków wytwórczych w transformator blokowy z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów [6]. Warto rozważyć celowość efektywnego wykorzystania tej możliwości regulacji. Podstawy teoretyczne koordynacji działania regulatora napięcia generatora z układem regulacji transformatora zawarto w publikacji [1, 2]. Celem niniejszego artykułu jest weryﬁkacja rozważań teoretycznych na bazie badań modelowych. Mamy tu bowiem do czynienia nie tylko z regulatorami dwóch różnych obiektów, ale z dwoma różniącymi się pod względem jakości regulacji procesami. Regulacja generatora synchronicznego ma charakter ciągły i jest regulacją szybką. Regulacja transformatora blokowego ma charakter dyskretny, a proces regulacji transformatora jest znacznie wolniejszy od regulacji generatora. Na rys. 1. pokazano wyraźny wpływ obniżenia napięcia na zakres dyspozycyjnej mocy biernej [4, 5]. Przy pewnej wartości obniżonego napięcia generator nie może generować ani pobierać mocy biernej.

�

P � PM

I gM0,9 I gMn I fM0,9

δM >90

I fMn Pm

Qm0,9 Qmr0,9 Qmn Qmr

QM0,9 QMr0,9 QMn QMr

-1/Xd Rys. 1. Ograniczenia dyspozycyjnej mocy biernej przy obniżeniu napięcia generatora

Streszczenie Nowelizacja przepisów zawartych w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) nakłada na wytwórców obowiązek instalowania w nowo budowanych blokach lub blokach po modernizacji instalowanie transformatora blokowego z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów.

Artykuł przedstawia wady i zalety różnych rozwiązań koordynacji algorytmów działania regulatora generatora i regulatora transformatora blokowego. Rozważania teoretyczne zilustrowane zostały wynikami badań modelowych. Pozwoliły one na wskazanie zalecanego rozwiązania.

Robert Małkowski; Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska Artur Zbroński / Politechnika Gdańska

PM , Pm – maksymalna i minimalna moc czynna IgMn , IfMn – ograniczenie przez maksymalny dopuszczalny prąd stojana i wirnika przy Ug = Ugn IgM0,9 , IfM0,9 – ograniczenie przez maksymalny dopuszczalny prąd stojana i wirnika przy Ug = 0,9Ugn δM – ograniczenie przez maksymalny dopuszczalny kąt mocy tt – ograniczenie przez nagrzewanie skrajnych pakietów blach stojana (zaznaczono obszar dla δ>90º) Pr – przykładowa ruchowa wartość mocy czynnej QMn , Qmn – granice rzeczywistej dyspozycyjnej wartości mocy biernej dla P = Pn i U = Un QMr , Qmr – granice rzeczywistej dyspozycyjnej wartości mocy biernej dla P = Pr i U = Un QM0,9 , Qm0,9 – granice rzeczywistej dyspozycyjnej wartości mocy biernej dla P = Pn i U = 0,9Un QM0,9 , Qm0,9 – granice rzeczywistej dyspozycyjnej wartości mocy biernej dla P = Pr i U = 0,9Un Rys. 1 ilustruje wpływ ograniczenia spowodowany warunkiem Ig < Ign . Z powodu silnych nieliniowości zależności, pokazano w przybliżeniu ograniczenia spowodowane warunkiem If < Ifn , ale nie uwzględniono wpływu obniżenia napięcia na inne ograniczenia. Rysunek dowodzi, że transformatory blokowe o stałej przekładni, uzależniając napięcie generatora od napięcia sieci, wprowadzają ograniczenia dyspozycyjnej mocy biernej. Zastosowanie transformatorów o sterowanej przekładni umożliwia całkowitą eliminację omawianych ograniczeń, pod warunkiem że sterowanie przekładni transformatora zapewni pracę generatora przy znamionowym napięciu.

2. KOORDYNACJA ALGORYTMÓW DZIAŁANIA REGULATORA TRANSFORMATORA BLOKOWEGO Z WIELOPARAMETROWYM REGULATOREM GENERATORA 2.1. Wybór kryteriów regulacji Wykorzystanie możliwości automatycznej regulacji przekładni transformatora blokowego, w procesie regulacji bloku wytwórczego, wymaga w pierwszej kolejności rozważenia zagadnień związanych z koordynacją działania tego regulatora z regulatorem napięcia generatora synchronicznego. W celu prawidłowego przebiegu procesu regulacji regulatory dwóch różnych urządzeń (w rozważanym przypadku generatora i transformatora) nie powinny działać według tego samego kryterium – utrzymywać tej samej wielkości (np. napięcia na zaciskach generatora czy bloku). Mając na uwadze powyższe, należałoby rozważyć dwa sposoby podziału kryteriów regulacji (rys. 2): • Sposób 1 – regulator transformatora blokowego utrzymuje napięcie zadane na zaciskach bloku, regulator napięcia generatora utrzymuje napięcie zadane na zaciskach generatora (rys. 2a). • Sposób 2 – regulator transformatora blokowego utrzymuje napięcie zadane na zaciskach generatora, regulator napięcia generatora utrzymuje napięcie zadane na zaciskach bloku (rys. 2b). � a) a)

b) b) UBL

UBLz

UBL

UGz

UBLz RG

Rys. 2. Podział kryteriów regulacji bloku wytwórczego pomiędzy regulator napięcia generatora synchronicznego oraz regulator transformatora blokowego

Analiza możliwości koordynacji algorytmów działania regulatora transformatora blokowego i regulatora generatora

2.2. Sposób 1 Przyjęcie takiego sposobu koordynacji działania regulatorów powoduje, że generator widziany jest jako źródło napięcia o zerowej impedancji wewnętrznej. Przy nastawieniu kompensacji prądowej regulatora napięcia generatora na wartość 0 (Zk = 01) blok wytwórczy widziany będzie jako źródło napięcia o impedancji wewnętrznej równej impedancji transformatora blokowego. Należy również pamiętać, że zarówno szybkość, jak i jakość procesu regulacji obu regulatorów jest różna. Oba czynniki powodują, że przy normalnej pracy systemu elektroenergetycznego napięcie na zaciskach generatora pozostaje stałe, a wraz ze zmianami pobieranej mocy biernej w znacznym stopniu zmienia się napięcie bloku, które z dużym opóźnieniem zostaje sprowadzone do wartości zadanej przez regulator transformatora blokowego. Ponadto ze względu na dyskretny charakter przekładni transformatora oraz zastosowanie strefy nieczułości regulatora niemożliwe jest osiągnięcie dokładnej regulacji wartości napięcia bloku. Opisane powyżej zjawiska przedstawiono na rys. 3. Przebiegi napięcia bloku Ub, napięcia generatora Ug oraz mocy biernej generatora zostały zarejestrowane przy założonym liniowym wzroście poboru mocy biernej oraz przy skokowej zmianie napięcia systemu elektroenergetycznego. a)

Rys. 3. Przebiegi napięć na zaciskach bloku i generatora oraz moc bierna generatora a) przy skokowej zmianie napięcia systemu, b) przy liniowej zmianie pobieranej mocy biernej

W wyniku spadku napięcia w systemie następuje zmiana napięcia bloku, która dopiero po dłuższym czasie sprowadzona zostaje po przełączeniu zaczepu transformatora w pobliże wartości zadanej. Napięcie generatora przez cały czas utrzymywane jest na wartości zadanej. Wymienione wady mają duże znaczenie przy współpracy równoległej bloków. Ze względu na naturalne różnice występujące między parametrami transformatorów o identycznych danych znamionowych, zmienność tych parametrów w zależności od numeru zaczepu, błędów przetworników pomiarowych czy wreszcie rozbieżności nastawień w regulatorach może dojść do sytuacji przedstawionej na rys. 4. W ilustrowanym przykładzie zamodelowano drobne różnice w szybkości działania obu regulatorów. Przełączenie zaczepu jednego z transformatorów blokowych generatorów spowodowało powrót napięcia bloku – będącego jednocześnie punktem współpracy równoległej generatorów – do strefy nieczułości, zatrzymując tym samym działanie regulatora drugiego transformatora.

1 W KSE impedancja kompensacji prądowej generatora nastawiana jest na wartość 0.

Robert Małkowski; Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska Artur Zbroński / Politechnika Gdańska

Rys. 4. Przebieg zmian napięcia bloku oraz sygnały regulatora transformatora przy liniowym zwiększeniu napięcia systemu o 2%. Przypadek współpracy równoległej dwóch identycznych generatorów

Na rys. 4. przedstawione zostały sygnały regulatora transformatora odpowiedzialne za przełączenia zaczepów. Sygnał S1 – wartość całki z uchybu napięcia bloku od granicznej wartości strefy nieczułości regulatora transformatora 1, S2 – wartość całki z uchybu napięcia bloku od granicznej wartości strefy nieczułości regulatora transformatora 2, S3 – wartość zadana całki uchybu. W celu uzyskania rozbieżności w oszacowaniu czasu przełączania założono błąd pomiaru napięcia bloku rzędu ± 0,05% . Ugn. Wzajemna interakcja regulatorów transformatorów blokowych – skutkująca pracą z różną przekładnią – spowodowała zmianę impedancji zastępczej bloków pracujących równolegle, to zaś prowadzi do nierównomiernego obciążenia się mocą bierną obu jednostek rys. 5.

Rys. 5. Przebiegi zmian mocy biernych oddawanych do sieci przez generatory synchroniczne przy zwiększeniu liniowym napięcia systemu o 2%. Przypadek współpracy równoległej dwóch identycznych generatorów

Takie zachowanie się jednostek współpracujących równolegle jest całkowicie niedopuszczalne. Ponadto w rozważanym przypadku mamy do czynienia z dużym, zależnym od aktualnego numeru zaczepu nachyleniem charakterystyki statycznej bloku. Wartość napięcia zwarcia transformatora jest rzędu kilkunastu procent, zaś zmienność – wynikająca ze zmiany przekładni – może dochodzić do kilku procent. Nastawienie kompensacji prądowej w taki sposób, aby częściowo skompensować spadek napięcia na impedancji transformatora blokowego,

Analiza możliwości koordynacji algorytmów działania regulatora transformatora blokowego i regulatora generatora

spowoduje mniejszą zależność napięcia bloku od aktualnego obciążenia generatora, jednak zwiększy się względny wpływ przekładni na statyzm charakterystyki zewnętrznej bloku. Mając na uwadze powyższe, należy stwierdzić, że sposób 1 współpracy nie powinien być stosowany.

2.3. Sposób 2 Ten sposób podziału kryteriów regulacji można zrealizować w dwóch wariantach pomiaru napięcia: a) regulator napięcia generatora oraz regulator transformatora blokowego mierzy napięcie na zaciskach generatora b) regulator napięcia generatora mierzy napięcie na zaciskach bloku, regulator transformatora blokowego mierzy napięcie na zaciskach generatora. Zależnie od przyjętego wariantu a lub b sposobu pomiaru napięcia, blok wytwórczy będzie reprezentowany przez inną impedancję zastępczą. W wariancie a blok wytwórczy widziany będzie jako źródło napięcia o impedancji wewnętrznej równej impedancji transformatora blokowego. W wariancie b blok wytwórczy widziany jest jako źródło napięcia o zerowej impedancji wewnętrznej. W wariancie a wadą jest duży statyzm charakterystyki zewnętrznej bloku, determinowany przez impedancję transformatora blokowego. W wariancie b niespełniony jest jeden z warunków współpracy równoległej generatorów mówiący, że impedancje zastępcze bloków względem węzła współpracy równoległej muszą być dodatnie. Przyjęcie zatem któregokolwiek z wariantów a lub b wymaga odpowiedniego nastawienia kompensacji prądowej regulatora napięcia generatora. W wariancie a będzie to wartość ujemna dla skompensowania spadków napięcia na impedancji transformatora blokowego, w wariancie b kompensację prądową należy nastawić wartość dodatnią. Dobierając odpowiednio wartość impedancji kompensacji prądowej, możliwe będzie dowolne kształtowanie charakterystyki (statyzmu) zewnętrznej bloku. W obu wariantach przyjęcie sposobu koordynacji regulatorów wg kryterium 2 pozwala na szybką i dokładną (brak strefy nieczułości), dzięki działaniu regulatora generatora, regulację wartości napięcia bloku (rys. 6). a)

Rys. 6. Przebiegi napięć na zaciskach bloku i generatora oraz moc bierna generatora; a) przy skokowej zmianie napięcia systemu, b) przy liniowej zmianie pobieranej mocy biernej

2.3.1. Wariant a Od strony technicznej dostarczenia sygnałów pomiarowych wariant a jest prostszy do realizacji od wariantu b. Prawidłowy przebieg procesu regulacji utrudnia w tym wariancie zmienność impedancji transformatora w funkcji zmian przekładni. Wadę tę można częściowo zlikwidować, uwzględniając wpływ zmiany przekładni transformatora blokowego w wartości impedancji kompensacji prądowej. Wymaga to wprowadzenia do regulatora generatora dodatkowego sygnału regulacyjnego, jakim byłby numer aktualnego zaczepu. Na jego podstawie oraz zdeﬁniowanego wektora zmian impedancji konkretnego transformatora możliwe będzie wprowadzenie korekty nastawień kompensacji prądowej. Na rys. 7 ukazano wpływ zmian impedancji transformatora blokowego na charakterystyki zewnętrzne bloku. Wymuszeniem była liniowa zmiana napięcia systemu.

Robert Małkowski; Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska Artur Zbroński / Politechnika Gdańska

40 a)

b) Rys. 7. Charakterystyki zewnętrzne bloku przy liniowej zmianie napięcia systemu2; a) wartość impedancji transformatora blokowego zależna od zmian przekładni, b) stała, niezależna od zmian przekładni, impedancja transformatora blokowego

W przykładzie przyjęto, że zmienność impedancji transformatora blokowego wynosi ok. ±1% × Ukr na zaczep [3]. Zmienność impedancji transformatora powodująca zmiany charakterystyki zewnętrznej, obserwowanej na rys. 7a, wpływa negatywnie na stabilność napięciową bloku. Ponadto pierwotna zaleta w postaci prostszego układu pomiarowego traci swoje znaczenie w wyniku konieczności zastosowania znacznych zmian w algorytmie regulatora generatora. Znacznie lepszym rozwiązaniem okazuje się wariant b. W praktyce bowiem na ogół nie jest możliwe uzyskanie informacji o zależności napięcia zwarcia od przekładni transformatora. W typowych danych paszportowych transformatorów wartość napięcia zwarcia podaje się tylko dla przekładni znamionowej.

2.3.2. Wariant b Na rys. 8 przedstawiono przebieg zmian napięcia bloku podczas liniowej zmiany napięcia systemu przy wprowadzaniu do regulatora napięcia generatora pomiarów ze stacji przyelektrownianej. W symulacji uwzględniono zmienność impedancji transformatora blokowego (przyjęto ok. ±1% × Ukr na zaczep [3]).

Rys. 8. Przebiegi napięć bloku oraz generatora przy liniowym zmniejszeniu napięcia systemu. Koordynacja wg sposobu 2, pomiary wg wariantu b

Zaletą takiego rozwiązania jest uniezależnienie się od zmian impedancji transformatora blokowego w funkcji przekładni (rys. 9b). 2 Na początku symulacji aktualny zaczep transformatora wynosi –6, stąd różnice w nachyleniu charakterystyki zewnętrznej w początkowej chwili symulacji.

Analiza możliwości koordynacji algorytmów działania regulatora transformatora blokowego i regulatora generatora

Rys. 9. Porównanie charakterystyk statycznych dla różnych wariantów pomiarów a i b

Jak widać, zmiana impedancji transformatora nie wpływa na charakterystykę regulacji napięcia bloku. Rozwiązanie to wymaga: • przesyłania informacji z przekładników pomiarowych ze stacji przyelektrownianej do elektrowni • uwzględnienia położenia wyłącznika generatora w regulatorze napięcia generatora. Oba wymagania nie powinny sprawiać w realizacji żadnych kłopotów technicznych. �

zaczep Up

TPW

Efd

zaczep

Rys. 10. Przykład automatycznego sposobu zmiany punktu pomiaru napięcia oraz prądu zależnie od położenia wyłącznika generatora

Otwarcie wyłącznika generatora (rys. 10) (praca na potrzeby własne: „Jak zrealizować synchronizację?”) powinno skutkować nie tylko zmianą miejsca pomiaru prądu i napięcia, ale również zmianą kryterium regulacji.

Robert Małkowski; Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska Artur Zbroński / Politechnika Gdańska

3. PODSUMOWANIE Automatyzacja procesu regulacji transformatora blokowego może w zasadniczy sposób zwiększyć możliwości regulacyjne bloku, zarówno w stanach normalnych, jak i wolno zmiennych stanach awaryjnych. W niniejszym artykule ukazano wady i zalety różnych rozwiązań podziału kryteriów regulacji pomiędzy regulator generatora a regulator transformatora blokowego. Opisany w artykule sposób przyłączenia nr 2 ma wiele zalet, nie ma wad sposobu nr 1 i jako taki powinien być zalecany do stosowania. Problemem jest wybór alternatywy pomiaru napięcia przez regulator generatora pełniący funkcję regulatora napięcia bloku. Sposób 1 należy odrzucić z powodu konieczności przetwarzania informacji o aktualnej przekładni transformatora oraz trudnej do skompensowania zmiennej impedancji transformatora blokowego. Sposób pomiaru napięcia wg wariantu b ma wiele zalet i najmniej wad, i jako taki powinien być zalecany do stosowania. W blokach z transformatorami blokowymi o sterowanej przekładni skoordynowane układy regulacji generatorów i transformatorów blokowych powinny być obowiązkowo stosowane we wszystkich nowo budowanych blokach: • w przypadkach modernizacji z wymianą transformatorów blokowych • w uzasadnionych warunkami systemowymi przypadkach stosowania blokowych autotransformatorów dodawczych o sterownej przekładni (z przełącznikiem zaczepów). Prawidłowe i efektywne wykorzystanie dodatkowego sposobu regulacji wymaga jednak wprowadzenia zmian w stosowanych dotychczas algorytmach działania regulatora generatora oraz, o czym nie wspominano w pracy, algorytmach układów regulacji nadrzędnej elektrowni. W przeciwnym wypadku transformator blokowy z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów może stać się jedynie obiektem z możliwością (niewykorzystywaną) regulacji napięcia lub mocy biernej.

BIBLIOGRAFIA 1. Szczerba Z., Automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej bloków wytwórczych. Wybrane zagadnienia, Archiwum Energetyki, tom XXXIX, Gdańsk 2009. 2. Szczerba Z., Regulator napięcia generatora czy regulator napięcia bloku?, Przegląd Elektrotechniczny, nr 10/2009. 3. Pewca W., Napięcia zwarcia w układach uzwojeń transformatorów i autotransformatorów z bezpośrednią regulacją napięcia, II Forum Transformatorowe ABB, 5 listopada 2007. 4. Hellmann W., Szczerba Z., Regulacja częstotliwości i napięcia w systemie elektroenergetycznym, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 1978. 5. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Oﬁcyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007. 6. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej PSE – Operator, Warszawa 2007.

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Tomasz Minkiewicz Gdańsk / Polska Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2009). Obecnie uczęszcza na studium doktoranckie macierzystego wydziału oraz jest zatrudniony na stanowisku asystenta w Katedrze Elektroenergetyki PG. Jego zawodowe zainteresowania obejmują aktualny stan i rozwój energetyki jądrowej w Polsce i na świecie.

Zaawansowanie prac związanych z realizacją programu jądrowego w Polsce

ZAAWANSOWANIE PRAC ZWIĄZANYCH Z REALIZACJĄ PROGRAMU JĄDROWEGO W POLSCE mgr inż. Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska 1. WPROWADZENIE 1.1. Pierwsze prace nad programem energetyki jądrowej w Polsce Pierwsze plany rozwoju energetyki jądrowej w Polsce sięgają połowy XX wieku. Rozwój powstrzymały zmiany społeczno-ekonomiczne Polski, które nastąpiły po roku 1989, oraz protesty społeczne wywołane katastrofą w Czarnobylu. Poniżej zamieszczono na mapie prognozę z roku 1973, ilustrującą planowane na lata 1980– –2000 elektrownie jądrowe o mocy powyżej 300 MW (brązowe kwadraty). Zaproponowano wówczas lokalizację 16 elektrowni jądrowych [1].

Rys. 1. Mapa Polski z zaznaczeniem elektrowni jądrowych planowanych na lata 1980–2000

Główną inwestycją w Polsce, związaną z energetyką jądrową, była budowa elektrowni jądrowej w Żarnowcu. Lokalizacja elektrowni jądrowej we wsi Kartoszyno nad Jeziorem Żarnowieckim została ustalona przez

Streszczenie Artykuł przedstawia aktualny (czerwiec 2010) stan zaawansowania prac związanych z realizacją programu jądrowego w Polsce. Uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej planowane jest na 2020 rok. W celu zrealizowania tego projektu konieczne jest przygotowanie odpowiedniego zaplecza zarówno prawnego, jak i technicznego. Obecnie trwają prace związane z nowelizacją ustawy Prawo atomo-

we, wyborem odpowiedniej lokalizacji przyszłej elektrowni jądrowej, nawiązywana jest współpraca z zagranicznymi ﬁrmami, a także rozpoczęto program kształcenia polskiej kadry, przyszłych pracowników ośrodków związanych z energią jądrową w Polsce. Bardzo istotny jest również wybór odpowiedniej technologii reaktora jądrowego oraz kwestie związane ze składowaniem odpadów radioaktywnych.

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

Komisję Planowania przy Radzie Ministrów jeszcze pod koniec 1972 roku. Właściwa decyzja o rozpoczęciu prac budowlanych zapadła na początku 1982 roku. Przez blisko dziewięć lat robót wybudowano ponad 630 różnego rodzaju obiektów. W chwili podjęcia decyzji o likwidacji elektrowni zaawansowanie budowy samej elektrowni wynosiło 36%, a zaplecza 85%. Wstrzymanie budowy w 1990 roku, a następnie postawienie Elektrowni Jądrowej Żarnowiec w stan likwidacji z terminem do końca 1992 roku pociągnęło za sobą olbrzymie straty ﬁnansowe, zaprzepaszczenie wiedzy kadry wykształconych specjalistów i na wiele lat wstrzymało program energetyki jądrowej w Polsce.

1.2. Wznowienie prac nad programem energetyki jądrowej w Polsce 13 stycznia 2008 roku Rada Ministrów podjęła decyzję o przygotowaniu i wdrożeniu Programu Polskiej Energetyki Jądrowej. Pierwsze wzmianki o powrocie do energetyki jądrowej pojawiły się w roku 2005 podczas uchwalania „Polityki energetycznej Polski do 2025 roku”. Kolejny projekt „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” również podkreślał, iż należy dokonać wszelkich działań w celu rozwinięcia energetyki jądrowej w Polsce. Powołanie 12 maja 2009 roku pełnomocnika rządu ds. polskiej energetyki jądrowej w osobie Hanny Trojanowskiej przyczyniło się do powstania harmonogramu działań rozwoju energetyki jądrowej w Polsce (tab. 1). Tab. 1. Plan działań związanych z Programem Polskiej Energetyki Jądrowej [2] Etap

Przedział czasowy

Działania

do 31.12.2010

Opracowanie i przyjęcie przez Radę Ministrów Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, podjęcie decyzji o wdrożeniu energetyki jądrowej w Polsce

1.01.2011 – 31.12.2013

Ustalenie lokalizacji i zawarcie kontraktu na budowę pierwszej elektrowni jądrowej

III

1.01.2014 – 31.12.2015

Wykonanie projektu technicznego i uzyskanie wszystkich wymaganych prawem uzgodnień

1.01.2016 – 31.12.2020

Budowa pierwszej elektrowni jądrowej

28 stycznia 2010 roku w Krajowym Rejestrze Sądowym zarejestrowano spółkę EJ1, której głównym zadaniem będzie przygotowanie inwestycji, przeprowadzenie badań lokalizacji oraz stworzenie konsorcjum do budowy pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce. Spółka ta jest zależna on zarejestrowanej pod koniec 2009 roku spółki Polska Grupa Energetyczna Energia Jądrowa [2].

2. ZMIANY PRAWNE ZWIĄZANE Z WPROWADZENIEM ENERGETYKI JĄDROWEJ W POLSCE 2.1. Prawo atomowe i jego nowelizacja O prawie atomowym stanowi ustawa z dnia 29 listopada 2000 roku, będąca zbiorem przepisów dotyczących bezpieczeństwa obiektów jądrowych (w tym również ochrony ﬁzycznej) oraz bezpieczeństwa jądrowego i radiacyjnego (nierozprzestrzenianie materiałów i technologii jądrowych oraz odpowiedzialność cywilna za szkody jądrowe)[3]. Pomimo spełniania warunków wielu aktów prawa międzynarodowego oraz wspólnotowego, jak również implementacji wielu dyrektyw przyjętych na podstawie traktatu stanowiącego Europejską Wspólnotę Energii Atomowej (Euratom) w połowie 2009 roku Państwowa Agencja Atomistyki (PAA) powołała zespół, którego zadaniem jest nowelizacja ustawy Prawo atomowe i odpowiednich rozporządzeń wykonawczych w celu dostosowania prawa do potrzeb realizacji programu jądrowego w Polsce. Nowelizacje te mają być wzorowane na aktach prawnych Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (IAEA). Ustawa Prawo atomowe stanowi ramy prawne służące do regulacji zastosowań promieniowania radioaktywnego, jak i eksploatacji reaktorów badawczych. Niestety, ze względu na to, iż nie zawierała ona szczegółowych wymagań dotyczących bezpieczeństwa dotyczącego lokalizacji, projektu, budowy, uruchomienia i eksploatacji elektrowni jądrowych (obiektów przemysłowych, a nie badawczych), przystąpiono do szkolenia kadry PAA

Zaawansowanie prac związanych z realizacją programu jądrowego w Polsce

w celu dostosowania jej wiedzy do wymagań i zadań, które będzie musiał realizować dozór jądrowy, m.in. będzie wydawał w procesie licencjonowania obiektów jądrowych odpowiednie zgody i zezwolenia oraz dokonywał ocen bezpieczeństwa. Dlatego też 23 marca 2010 roku Ministerstwo Gospodarki zawarło porozumienie pomiędzy prezesem Państwowej Agencji Atomistyki a pełnomocnikiem rządu ds. polskiej energetyki jądrowej. Celem porozumienia jest wspólne tworzenie aktów prawnych umożliwiających realizację programu energetyki jądrowej w Polsce [4]. Oprócz wymagań stawianych lokalizacji, projektom, budowie, uruchomieniu i eksploatacji elektrowni jądrowych zaplanowano utworzenie nowego organu nadzoru nad bezpieczeństwem jądrowym i ochroną radiologiczną – pięcioosobowej Komisji Bezpieczeństwa Jądrowego i Ochrony Radiologicznej, która zastąpi funkcje prezesa PAA. Państwowa Agencja Atomistyki ma zostać przekształcona w Urząd Bezpieczeństwa Jądrowego i Ochrony Radiologicznej, który wspomagać będzie swoimi działaniami prace komisji. Aktualnie PAA monitoruje stan radiologiczny kraju, nadzoruje bezpieczeństwo transportu izotopów dla szpitali, nadaje uprawnienia inspektorom oraz kontroluje bezpieczną pracę wszystkich trzech obiektów jądrowych w Polsce: • reaktora badawczego Maria znajdującego się w Instytucie Energii Atomowej POLATOM w Otwocku-Świerku • likwidowanego już reaktora badawczego Ewa, znajdującego się w Zakładzie Unieszkodliwiania Odpadów Promieniotwórczych w Otwocku-Świerku • przechowalników wypalonego paliwa jądrowego znajdujących się w Zakładzie Unieszkodliwiania Odpadów Promieniotwórczych w Otwocku-Świerku. Ważnym celem jest również wdrożenie (do 22 lipca 2011) do Prawa atomowego Dyrektywy Rady 2009/ 71/Euratom, która ujednolicać będzie ramy bezpieczeństwa jądrowego (zadanie to należeć będzie do prezesa PAA). Jako ostateczny termin wejścia w życie nowelizacji ustalono koniec 2013 roku, aby po 1 stycznia 2014 roku umożliwić Komisji Bezpieczeństwa Jądrowego i Ochrony Radiologicznej wydawanie zezwoleń na budowę i eksploatację elektrowni jądrowych [4, 5].

2.2. Prace nad dyrektywą składowania odpadów wypalonego paliwa jądrowego W Komisji Europejskiej trwają prace nad projektem nowej dyrektywy dotyczącej gospodarki odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym. Efektem prac nad nową dyrektywą będzie nałożenie na poszczególne kraje obowiązku budowy własnych składowisk dla wypalonego paliwa jądrowego i pozostałości po jego przerobie lub też budowy wspólnych składowisk przez grupy krajów. Powołano zespół, którego celem będzie stworzenie Organizacji Rozwoju Europejskiego Składowiska (ERDO) [6]. Nawiązując do raportu SAPIERR II przygotowanego przez unijnych ekspertów, wspólne składowanie jest dużo tańsze od magazynowania odpadów indywidualnie przez każde państwo z osobna. Jeśli kraje grupy roboczej ERDO (w tym Polska) zdecydują się na stworzenie jednego bardzo dużego składowiska (wschodnia część Europy), będzie można uzyskać oszczędności na poziomie 15–25 mld euro. Budowa mniejszych ośrodków dla dwóch, trzech państw również obniży koszty składowania odpadów radioaktywnych o kilka miliardów euro [7]. 2.3. Decyzja rządu dotycząca przyjęcia założeń do projektu o zmianie ustawy Prawo atomowe 22 czerwca 2010 roku Rada Ministrów przyjęła założenia do projektu ustawy o zmianie ustawy Prawo atomowe oraz o zmianie niektórych innych ustaw, stanowiące transpozycję Dyrektywy Rady 2009/71/Euratom z 25 czerwca 2009. Nowe przepisy w Prawie atomowym mają wejść w życie 1 lipca 2011 roku. Pozwolą one na podniesienie poziomu bezpieczeństwa w elektrowniach atomowych, zwiększenie nadzoru Państwowej Agencji Atomistyki nad obiektami jądrowymi i wzmocnienie jej niezależności w procesie decyzyjnym oraz od innych organizacji zaangażowanych w promowanie energii jądrowej. Społeczeństwo informowane będzie o decyzjach dozoru jądrowego, stanie obiektów jądrowych, ich eksploatacji, w tym o wszelkich czynnikach i zdarzeniach mających wpływ na bezpieczeństwo jądrowe i ochronę radiologiczną. Zgodnie z nowymi przepisami, aby spełnić najwyższe standardy bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej, konieczne będzie uzyskiwanie zezwoleń na budowę, rozruch, eksploatację i likwidację obiektu jądrowego. Zezwolenia te będą wydawane przez prezesa PAA. Jednocześnie inwestor będzie zobowiązany do wyboru najnowocześniejszych technologii, spełniających najwyższe normy bezpieczeństwa i o jak najmniej szkodliwym oddziaływaniu na środowisko. W znowelizowanej ustawie ujęte będą wszelkie przepisy określające wymogi bezpieczeństwa dotyczące lokalizacji, projektowania, budowy, rozruchu i eksploatacji oraz likwidacji obiektów jądrowych. Każda osoba będzie miała prawo do otrzymania pisemnej informacji o stanie bezpieczeń-

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

stwa jądrowego i ochrony radiologicznej obiektu jądrowego, jego wpływie na zdrowie ludzi i środowisko naturalne. Taką informację kierownik jednostki organizacyjnej (m.in. podmiot eksploatujący obiekt) ma umieszczać na stronie internetowej jednostki co najmniej raz na rok. Prezes PAA będzie miał również obowiązek przekazywać społeczeństwu informację o złożonych wnioskach o wydanie zezwoleń dotyczących obiektów jądrowych oraz o wydanych zezwoleniach. Wszystkie te zmiany zapewniają społeczeństwu udział w postępowaniach dotyczących wydawania zezwoleń na budowę obiektów jądrowych. Zwiększono również wysokość administracyjnych kar pieniężnych, jakie dozór jądrowy będzie miał prawo nakładać za naruszenie wymagań bezpieczeństwa jądrowego na jednostki organizacyjne prowadzące działalność związaną z obiektami jądrowymi. Postanowiono, że nie prezes PAA (jak dotychczas), ale minister gospodarki będzie udzielał dotacji celowej z budżetu państwa na zapewnienie bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej przy stosowaniu promieniowania jonizującego (PAA nie powinna doﬁnansowywać działalności związanej z wykorzystaniem promieniowania jonizującego, ponieważ może to rzutować na jej niezależność w procesie decyzyjnym). Ustalono również stopień kwaliﬁkacji i umiejętności pracowników odpowiedzialnych za bezpieczeństwo jądrowe obiektów jądrowych [8].

3. POSZUKIWANIE LOKALIZACJI ELEKTROWNI JĄDROWYCH W POLSCE 3.1. Ekspertyza dotycząca lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce Ministerstwo Gospodarki opublikowało 16 marca 2010 ranking 28 proponowanych lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce. Ranking ten powstał dzięki ekspertyzie wykonanej przez Energoprojekt-Warszawa S.A. we współpracy z Instytutem Energii Atomowej, Centralnym Laboratorium Ochrony Radiologicznej, Państwowym Instytutem Geologicznym, Instytutem Meteorologii i Gospodarki Wodnej, EPC Consulting, Hogan and Hardson oraz PSE Operator. Dokument ten pod nazwą „Ekspertyza na temat kryteriów lokalizacji elektrowni jądrowych oraz dokonania oceny proponowanych do tej pory lokalizacji”, opiera się na zaleceniach przedstawionych w wytycznych Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej TECDOC–1513 „Podstawowa infrastruktura dla budowy elektrowni jądrowych” (czerwiec 2006). Opierając się na dokumencie „Polityka energetyczna państwa do 2030 r.”, przyjętym przez Radę Ministrów 10 listopada 2009 roku, oraz zaleceniach IAEA, dokonano oceny lokalizacji elektrowni jądrowych według siedemnastu kryteriów: 1. integracja z systemem elektroenergetycznym; 2. geologia, trzęsienia ziemi; 3. sejsmologia i inżynieria sejsmiczna; 4. hydrologia (wraz z wodą gruntową, powodziami i tsunami); 5. dostępność wody chłodzącej (ujęcie, zrzut); 6. demograﬁa i użytkowanie ziemi; 7. meteorologia i warunki atmosferyczne (włączając kierunki wiatru, tornada i huragany); 8. studia ﬂory i fauny; 9. bezpieczeństwo jądrowe i aspekty ochrony radiologicznej; 10. ogólne skutki środowiskowe; 11. ryzyka od działalności człowieka; 12. miejscowa infrastruktura; 13. miejsca kulturowe i historyczne; 14. dostępność i drogi ewakuacyjne; 15. charakterystyka transportu powietrznego, lądowego i morskiego; 16. aspekty prawne; 17. konsultacje społeczne. Po przeprowadzeniu analizy otrzymano wyniki (tab. 2), które na lokalizację pierwszych elektrowni jądrowych wskazują takie miejsca, jak: Żarnowiec, Warta-Klempicz lub Kopań. Ostateczną decyzję w tej sprawie podejmować będzie główny inwestor – PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., biorąc pod uwagę 3–5 najlepszych lokalizacji [9]. 3.2. Żarnowiec jako lider wśród lokalizacji pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce Żarnowiec już w 1990 roku uzyskał aprobatę IAEA w dokumencie „Site Safety Review Mission” (26– –30.03.1990). Zawarto w nim podsumowanie: „Lokalizacja Żarnowiec ma wiele pozytywnych charakterystyk dla budowy EJ. Do charakterystyk tych należą: niska sejsmiczność terenu oraz brak w sąsiedztwie elektrowni jakichkolwiek źródeł zdarzeń powodowanych działalnością ludzką. Do wyboru lokalizacji o tych zaletach w znacznym stopniu przyczyniły się kryteria wyboru lokalizacji ustanowione przez polskie władze. Generalnie mówiąc, charakterystyki lokalizacji Żarnowiec są porównywalne do lokalizacji wielu EJ w Europie”. Jak poinformowali wójtowie gmin Gniewino i Krokowa, na których terenie miałaby powstać elektrownia jądrowa Żarnowiec, zdecydowana większość mieszkańców popiera budowę elektrowni jądrowej w Żarnowcu (za budową opowiada się ok. 70%, ok. 12% jest jej przeciwna, a pozostali nie mają zdania), a kolejne konsultacje społeczne mogą jedynie utwierdzić ludzi w ich przekonaniach. W opinii wójta gminy Gniewino powstanie elektrowni byłoby szansą dla regionu i mieszkańców, a także dla nauki.

Zaawansowanie prac związanych z realizacją programu jądrowego w Polsce

Tab. 2. Ranking lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce [9] Lokalizacja

Kryterium oceny

SUMA

Bełchatów

0,3

2,0

3,0

4,5

1,0

3,0

5,0

2,8

5,0

3,0

4,5

5,0

3,0

b.d.

3,0

53,1

Chełmno

2,0

3,0

5,0

4,0

2,0

3,0

2,0

3,0

1,0

4,7

0,0

3,0

2,5

b.d.

0,0

42,2

Choczewo

2,3

4,0

5,0

3,5

5,0

2,0

3,2

0,0

3,0

4,5

5,0

2,0

1,5

b.d.

0,0

51,0

Chotcza

2,0

3,0

5,0

4,5

1,0

5,0

3,0

5,0

2,2

5,0

3,0

4,4

5,0

0,0

1,5

b.d.

0,0

49,6

Dębogóra

1,3

4,0

5,0

4,0

1,0

5,0

3,0

2,0

2,6

0,0

3,0

4,8

0,0

3,0

4,5

b.d.

3,0

46,2

Gościeradów

2,7

3,0

5,0

4,5

1,0

5,0

3,0

1,0

3,0

0,0

3,0

4,4

0,0

3,0

2,0

b.d.

3,0

43,6

Karolewo

1,7

4,0

5,0

4,0

5,0

4,0

3,0

1,6

0,0

3,0

4,5

0,0

2,0

b.d.

0,0

44,8

Kopań

2,0

3,0

5,0

3,5

5,0

2,0

2,6

0,0

3,0

4,7

5,0

3,0

4,0

b.d.

3,0

55,8

Kozienice

1,7

4,0

5,0

1,0

5,0

3,0

0,0

2,8

0,0

3,0

4,7

5,0

3,0

b.d.

0,0

48,2

Krzymów

1,3

4,0

5,0

2,0

1,0

5,0

3,0

0,0

2,8

0,0

3,0

4,7

5,0

4,0

b.d.

3,0

48,8

Krzywiec

1,3

5,0

4,0

0,0

5,0

3,0

1,0

3,2

3,0

4,5

0,0

5,0

4,0

b.d.

3,0

49,0

Lisowo

1,3

3,0

4,0

0,0

5,0

3,0

1,0

3,0

4,5

0,0

3,0

4,0

b.d.

3,0

44,8

Lubiatowo-Kopalino

2,0

3,0

5,0

3,5

5,0

1,0

3,0

0,0

3,0

4,7

0,0

2,0

b.d.

3,0

47,2

Małkinia

3,3

5,0

1,0

5,0

3,0

0,0

3,4

0,0

3,0

4,4

5,0

1,0

b.d.

0,0

49,1

Nieszawa

1,7

3,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,6

3,0

1,0

4,7

5,0

3,0

b.d.

3,0

52,0

Nowe Miasto

2,7

4,0

5,0

4,5

1,0

5,0

4,0

5,0

3,2

5,0

3,0

1,9

5,0

3,0

b.d.

0,0

55,3

Pątnów

1,3

3,0

5,0

0,0

3,0

4,0

0,0

2,6

0,0

3,0

4,7

0,0

5,0

3,0

b.d.

0,0

39,6

Pniewo

1,3

5,0

2,0

1,0

5,0

3,0

0,0

2,8

0,0

3,0

4,8

5,0

3,0

4,0

b.d.

3,0

47,9

Pniewo-Krajnik

1,3

5,0

2,0

1,0

5,0

3,0

0,0

2,8

0,0

3,0

4,8

5,0

3,0

4,0

b.d.

3,0

47,9

Podlasie (brak wskazania)

0,0

b.d.

0,0

Połaniec

2,0

3,0

4,0

3,0

1,0

5,0

3,0

1,0

3,0

4,7

5,0

3,0

b.d.

3,0

49,7

Stepnica-1

1,0

3,0

4,0

2,5

1,0

5,0

4,0

0,0

3,0

0,0

2,0

4,8

5,0

3,0

4,0

b.d.

3,0

45,3

Stepnica-2

1,0

3,0

4,0

2,5

1,0

5,0

4,0

0,0

3,0

0,0

2,0

4,8

5,0

3,0

4,0

b.d.

3,0

45,3

Tczew

4,0

5,0

1,5

4,0

3,0

1,0

2,0

3,0

4,8

5,0

3,5

b.d.

0,0

51,8

Warta-Klempicz

4,3

4,0

5,0

4,5

1,0

5,0

3,0

2,0

3,4

3,0

4,7

5,0

3,0

4,0

b.d.

5,0

59,9

Wiechowo

1,3

4,0

0,0

5,0

3,0

1,0

3,0

4,4

0,0

3,0

3,5

b.d.

3,0

45,2

Wyszków

3,0

5,0

1,0

3,0

0,0

2,8

0,0

3,0

4,7

5,0

2,5

b.d.

0,0

48,0

Żarnowiec

4,7

4,0

5,0

3,5

0,0

5,0

3,2

5,0

3,0

4,7

5,0

3,0

4,5

b.d.

5,0

65,6

Tereny przeznaczone pod budowę elektrowni jądrowej jeszcze do niedawna należały do Pomorskiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej (PSSE). W lutym 2010 roku spółka Energa Invest, należąca do gdańskiej grupy energetycznej Energa S.A. (Skarb Państwa jest w posiadaniu prawie 88% akcji tej spółki), zakupiła ten teren z przeznaczeniem pod budowę elektrowni gazowej. Zarówno władze PSSE, jak i Energi S.A. twierdzą, iż w przypadku wskazania Żarnowca jako lokalizacji elektrowni jądrowej grunt będący przedmiotem transakcji zostanie bez przeszkód udostępniony na ten cel. W związku z tym, że do końca roku 2010 Ministerstwo Skarbu Państwa chce sprzedać ok. 83% akcji Energi S.A., jeden z pięciu inwestorów zainteresowanych przejęciem gdańskiego koncernu i jednocześnie główny inwestor budowy pierwszych elektrowni jądrowych w Polsce, Polska Grupa

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

Energetyczna S.A., podał informację, iż jest w stanie kupić ww. akcje za gotówkę (ok. 6–8 mld zł). Będąc w posiadaniu większości akcji obecnego właściciela gruntów przeznaczonych pod elektrownię jądrową w Żarnowcu, PGE znacząco przyspieszy proces rozpoczęcia budowy elektrowni jądrowej. Dostępny teren powinien wystarczyć do wybudowania dwóch bloków energetycznych. Wyposażenie w infrastrukturę techniczną (ujęcia wody głębinowej, sieć wodno-kanalizacyjna, sieć energetyczna, sieć drogowa przystosowana do transportu ładunków ponadnormatywnych), jak również znajdująca się niedaleko stacja elektroenergetyczna 400/110 kV Żarnowiec są dodatkowymi atutami przemawiającymi za tym, aby pierwsza elektrownia jądrowa powstała w Żarnowcu. Uruchomienie tak dużego źródła energii elektrycznej w północnej części Polski zdecydowanie poprawiłoby warunki pracy sieci przesyłowej, zmniejszyło straty przesyłowe oraz polepszyło niezawodność zasilania odbiorców. Obecnie największym problemem dotyczącym wspomnianej lokalizacji jest kwestia chłodzenia bloków jądrowych. Analizy wskazują, iż woda z Jeziora Żarnowieckiego wystarczy na chłodzenie tylko jednego dużego bloku energetycznego. Dla porównania, druga w rankingu lokalizacja Warta-Klempicz charakteryzuje się możliwością chłodzenia ponad trzech bloków z reaktorami klasy EPR (ponad 8000 MJ/s). Zastosowanie hybrydowych układów chłodzenia z wykorzystaniem chłodni wentylatorowych wiązać się będzie ze zwiększonym zużyciem energii na potrzeby własne, a gabaryty tych chłodni znacząco zwiększą powierzchnię zajmowaną przez elektrownię. Rozważane jest również wybudowanie kanału lub rurociągów, które umożliwiałyby chłodzenie z wykorzystaniem wody morskiej, jednak pomysł ten wymaga wielkich nakładów ﬁnansowych [10]. Ranking rozważanych lokalizacji elektrowni jądrowych z uwzględnieniem wcześniej opisanych kryteriów przedstawiono w tab. 2.

4. MEMORANDA DOTYCZĄCE WSPÓŁPRACY W ZAKRESIE ENERGETYKI JĄDROWEJ 4.1. Reaktory jądrowe proponowane do zastosowania w Polsce Planowane przez PGE wybudowanie w 2020 roku pierwszej elektrowni jądrowej, a po dwóch, trzech latach kolejnej, wiązać się będzie z koniecznością wyboru nie tylko odpowiedniej lokalizacji, ale również odpowiedniej technologii. Zgodnie z wymogami Unii Europejskiej, które kładą największy nacisk na bezpieczeństwo, Polska może wybrać reaktory wyłącznie III lub III+ generacji, a więc o podwyższonym poziomie bezpieczeństwa. Proponowane rozwiązania spełniają z dużym zapasem stawiane obecnie wymogi bezpieczeństwa. Zestawiono je w tab. 3. Obecnie największe szanse na realizację mają technologie ﬁrmy Areva, Westinghouse oraz GE Hitachi. PGE utworzyła trzy zespoły, z których każdy analizuje jedno ze wspomnianych rozwiązań pod kątem technicznych, ekonomicznych i prawnych możliwości budowy elektrowni jądrowej w Polsce. Wyniki analiz mają pojawić się w lipcu 2010 roku [11]. Tab. 3. Reaktory jądrowe III i III+ generacji możliwe do wybudowania w Polsce [11] Miejsce produkcji

Nazwa reaktora

Firma produkująca reaktor

Francja

EPR-1650 (European Pressurized Reactor)

Areva

USA

AP-1000 (Advanced Pressurized)

Westinghouse Electric Company LLC

USA

ESBWR-1550 (European Simpliﬁed Boiling Water Reactor)

General Electric – Hitachi

Rosja

WWER-1200/1500 (Wodiano-Wodianyj Energeticzieskij Reaktor)

Gidropress

Japonia – USA

APWR-1500 (Advanced Pressurized Water Reactor)

Westinghouse Electric Company LLC – Mitsubishi

Korea Płd.

APR-1400 (Advanced Pressurized Reactor)

Korea Electric Power Corp.

Zaawansowanie prac związanych z realizacją programu jądrowego w Polsce

4.2. Badanie infrastruktury jądrowej w Polsce przez IAEA W dniach 27–29 kwietnia 2010 roku do Polski przybyła delegacja ekspertów z Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej w celu przeprowadzenia Zintegrowanej Misji Przeglądu Infrastruktury (Integrated Nuclear Infrastructure Review – INIR). Eksperci spotkali się z pełnomocnikiem rządu ds. polskiej energetyki jądrowej oraz z przedstawicielami dwudziestu trzech instytucji reprezentujących administrację rządową, instytuty badawcze, firmy energetyczne oraz uczelnie wyższe. Delegacja IAEA, mająca w swoim składzie m.in. eksperta bezpieczeństwa jądrowego oraz eksperta prawnego, pozytywnie oceniła wszelkie prace związane z wdrożeniem energetyki jądrowej w Polsce. Podkreślono, iż Polska powinna wzmocnić kadrę Państwowej Agencji Atomistyki oraz zwiększyć zakres działań i odpowiedzialności Polskiej Grupy Energetycznej. Celem wizyty była wstępna ocena prac dotyczących wdrożenia Programu Polskiej Energetyki Jądrowej. Miała ona charakter przeglądowo-informacyjny, natomiast ostateczna dokładna ocena i weryfikacja wszelkich działań odbędzie się na początku 2011 roku [12]. 4.3. Reaktor EPR Memorandum w sprawie współpracy z francuskimi firmami Areva oraz EdF podpisano już 17 listopada 2009 roku. Było to pierwsze tego typu porozumienie zawarte przez PGE. Zadeklarowano wówczas chęć długoterminowej współpracy z Polską, zaproponowano zbadanie możliwości wybudowania w Polsce reaktora wodnociśnieniowego w wersji udoskonalonej – EPR oraz potwierdzono informację o uruchomieniu programu certyfikacji polskich wykonawców i dostawców związanych z energetyką [17]. Prace nad reaktorem EPR rozpoczęły w 1992 roku firmy Areva, Framatome ANP Inc. oraz Siemens. Następnie do projektu dołączyło francuskie przedsiębiorstwo zajmujące się dostarczaniem energii elektrycznej EdF (Électricité de France) oraz grupa najważniejszych niemieckich operatorów energetycznych. Projekt ten opierał się głównie na doświadczeniu uzyskanym podczas pracy reaktorów francuskich N4 oraz niemieckich serii KONVOI. Proponowane przez firmę Areva reaktory EPR jako jedyne spełniają wszelkie wymogi dotyczące bezpieczeństwa elektrowni jądrowej w Europie (European Utility Requirements). Moc elektryczna (brutto) bloku jądrowego z reaktorem EPR może dochodzić do 1600 MW. Wydłużając czas eksploatacji (ponad 60 lat) i zwiększając dyspozycyjność bloku (do 92%), uzyskano jednostki wytwórcze o jednym z najniższych kosztów wytwarzania energii elektrycznej. W porównaniu ze starszymi typami reaktorów skrócił się czas budowy bloku, przez co zmniejszył się okres zwrotu nakładów na elektrownię. Dzięki zwiększeniu stopnia wypalenia paliwa i zmniejszeniu wielkości dawek promieniowania przyjmowanych przez personel oraz emitowanych na zewnątrz elektrowni reaktor EPR wytwarza mniej wysokoaktywnych odpadów promieniotwórczych i jest dużo bardziej przyjazny środowisku. Po wprowadzeniu pasywnych układów bezpieczeństwa i ograniczeniu liczby możliwych awarii w znacznym stopniu zwiększono stopień bezpieczeństwa elektrowni [13]. 4. 4. Reaktor ESBWR Memorandum w sprawie współpracy z amerykańsko-japońskim koncernem GE Hitachi Nuclear Energy Americas (GEH) podpisano 1 marca 2010 roku. Porozumienie ma na celu stworzenie studium wykonalności proponowanych przez GEH reaktorów: ABWR oraz ESBWR. GEH nawiązał również współpracę z Politechniką Warszawską (PW) i innymi ośrodkami akademickimi w Polsce. PW otrzymała pięć licencji na oprogramowanie GateCycle, które pozwala na modelowanie bilansu cieplnego w turbinach parowych instalowanych w elektrowniach jądrowych z reaktorami ESBWR, co z kolei przełoży się na wykształcenie młodych inżynierów, którzy będą potrafili doskonale obsługiwać oraz szybko identyfikować i usuwać problemy energetyczne elektrowni jądrowej. 27 maja 2010 roku GEH podpisał również umowę ze spółką SNC-Lavalin Polska (dostawca usług inżynieryjnych), aby jeszcze lepiej rozwijać współpracę w dziedzinie energetyki jądrowej. Reaktor typu ESBWR zbudowany został przez General Electric i zarejestrowany w grudniu 2005 roku przez amerykański Urząd Dozoru Jądrowego (United States Nuclear Regulatory Commission – NRC). Powstał on na podstawie uproszczonego wodnego reaktora wrzącego SBWR. Obecnie reaktory typu BWR (reaktory wodne wrzące) zajmują drugie miejsce wśród technologii jądrowych na świecie. Uproszczono układy bloku elektrowni, zmniejszono liczbę osób koniecznych do obsługi oraz utrzymania ruchu, zredukowano dawki promieniowania i ilość niskoaktywnych odpadów. Zmniejszono również wielkość budynków i uproszczono konstrukcję całego bloku, a co za tym idzie, skrócono czas budowy elektrowni jądrowej

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

(42 miesiące od rozpoczęcia prac betonowych dla konstrukcji zbiornika bezpieczeństwa do pierwszego załadunku paliwa), czyli zmniejszono koszty i poprawiono warunki zwrotu kapitału dla inwestorów. Zwiększając wysokość zbiornika reaktora i zmniejszając wysokość elementów paliwowych, zrealizowano naturalną cyrkulację, dzięki czemu uniknięto stosowania pomp recyrkulacyjnych. Poprzez wprowadzenie układów pasywnych usunięto pompy układów bezpieczeństwa (wyeliminowano kolejne czynniki mogące przyczynić się do awarii). Zmniejszono prawdopodobieństwo uszkodzenia rdzenia do 3x10-8. Moc reaktorów ESBWR (4500 MW mocy cieplnej, 1550 MW mocy elektrycznej) wzrosła w stosunku do reaktorów ABWR o ok. 15% (zwiększono rdzeń i liczbę elementów paliwowych)[15].

4.5. Reaktor AP-1000 Memorandum w sprawie współpracy z amerykańską firmą Westinghouse Electric Company LLC podpisano 27 kwietnia 2010 roku. Nawiązano porozumienie, którego głównym założeniem jest zbadanie możliwości zastosowania w Polsce reaktorów jądrowych AP-1000. Zaznaczono, iż oferowany przez amerykańską firmę produkt jest jedynym reaktorem generacji III+, którego projekt uzyskał certyfikat amerykańskiej Komisji Dozoru Jądrowego (NRC), a organizacja European Utility Requirements (EUR) potwierdziła zgodność reaktora AP-1000 ze swoimi wytycznymi, co pozwala na wdrażanie tej technologii w Europie. Projektowanie reaktora AP-1000 rozpoczęto pod koniec lat 80. w momencie, gdy zaczął powstawać w USA bardzo istotny dla energetyki jądrowej dokument URD (Advanced Light Water Reaktor Utility Requirements Dokument – dokument wymagań stawianych zaawansowanym reaktorom lekkowodnym przez towarzystwa energetyczne). Zostały tam zapisane wymagania projektowe oraz zasady polityki amerykańskich towarzystw elektroenergetycznych wobec następnej generacji elektrowni jądrowych w USA, które później przyjęte zostały przez NRC. W marcu 2002 roku Westinghouse złożył wniosek do NRC o zatwierdzenie projektu AP-1000, natomiast w grudniu 2005 roku został on zatwierdzony i uzyskał licencję na okres 15 lat. Wzorując się na reaktorze AP600 oraz korzystając ze sprawdzonych rozwiązań, położono nacisk na zapewnienie wysokiego stopnia niezawodności i bezpieczeństwa. Zmniejszono gęstość mocy w rdzeniu i zwiększono ilość wody w zbiorniku reaktora. Skupiono się na maksymalnym uproszczeniu konstrukcji, wprowadzeniu modularnej budowy i zastosowaniu pasywnych układów bezpieczeństwa. Systemy bezpieczeństwa nie korzystają z aktywnych elementów (np. pompy, wentylatory, generatory Diesla), które wymagane są wyłącznie do zmniejszenia skutków awarii projektowej, lecz zastąpiono je układami pasywnymi, których działanie polega na wykorzystaniu naturalnych sił grawitacji, ciśnienia sprężonych gazów lub naturalnej cyrkulacji. Modularna budowa pozwala na wytworzenie wszystkich 350 modułów w stoczniach czy fabrykach, a wysłane na plac budowy pozwalają na zbudowanie całej konstrukcji nawet w ciągu 45 miesięcy. Bloki jądrowe z tymi reaktorami charakteryzują się mocą elektryczną (brutto) na poziomie 1100 MW [14]. 5. PODSUMOWANIE Z obwieszczenia ministra gospodarki i pracy w sprawie polityki energetycznej państwa do 2030 roku wynika, że do 2030 roku roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną brutto w Polsce przekroczy 200 TWh, natomiast zainstalowana moc elektryczna w krajowym systemie elektroenergetycznym powinna osiągnąć poziom 52 GW. W związku ze zużyciem technicznym najstarszych bloków energetycznych (prawie 60% mocy wytwórczych w Polsce pochodzi sprzed co najmniej 30 lat) oraz w wyniku nieopłacalności ekonomicznej zmodernizowania pozostałych (w celu ograniczenia emisji substancji szkodliwych), niezbędne będzie wyłączenie z eksploatacji ponad 13 GW eksploatowanej obecnie mocy. Wynika z tego, że do 2030 roku konieczne będzie uruchomienie nowych jednostek wytwórczych o mocy ponad 30 GW, czyli na przestrzeni ok. 20 lat Polska powinna teoretycznie podwoić zainstalowaną obecnie moc wytwórczą [18]. Zgodnie z ekspertyzą Europejskiego Centrum Energii Odnawialnej pt. „Ekonomiczne i prawne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce” (ECBREC, 2000) potencjał techniczny odnawialnych źródeł energii w Polsce szacuje się na ok. 2500 PJ/a, ale aby móc go w pełni wykorzystać, należałoby „stworzyć odpowiednie warunki sprzyjające ich rozwojowi, zwiększyć nakłady finansowe na badania i rozwój technologii oraz stworzyć system dofinansowania przedsięwzięć z zakresu odnawialnych źródeł energii” [16]. Wszystko to sprawia, że energia ze źródeł odnawialnych staje się dużo droższa od energii jądrowej oraz konwencjonalnej (opartej na węglu), a jej wytwarzanie spotyka się często z wieloma trudnościami.

Zaawansowanie prac związanych z realizacją programu jądrowego w Polsce

Uruchomienie elektrowni jądrowych i zmniejszenie udziału elektrowni węglowych w całkowitym bilansie energetycznym znacznie zredukuje ilość uwalnianych do środowiska szkodliwych zanieczyszczeń i zmniejszy koszty wytwarzania energii. Przewidywany udział poszczególnych źródeł energii elektrycznej w Polsce do roku 2030 przedstawiony został w tab. 4. Prognozuje się wzrost udziału energii odnawialnej, ale tylko do 2025 roku. Następnie udział energetyki jądrowej (najtańszego źródła energii elektrycznej) oraz gazowej ma być na tyle wysoki, że wykorzystanie źródeł energii odnawialnej spadnie [18, 19, 20]. Tab. 4. Struktura mocy energii elektrycznej do 2030 roku [9] Rok

Węgiel

Gaz ziemny

Energia jądrowa

Elektrownie wodne pompowe

Odnawialne

2006

90,5%

2,2%

0,0%

4,0%

3,3%

2010

88, 4%

2,1%

0,0%

3,9%

5,7%

2015

80,8%

3,2%

0,0%

3,5%

12,4%

2020

70,1%

3,7%

3,6%

3,2%

19,5%

2025

62,7%

4,7%

6,7%

2,9%

23,0%

2030

58,1%

7,2%

9,3%

2,7%

22,7%

Na najbliższe dziesięciolecie planowane jest uruchomienie we wschodniej części Europy pięciu bloków jądrowych. Pierwszy w 2016 roku w Niemanie (obwód kaliningradzki), następnie na Litwie, Białorusi, a dopiero później w Polsce. Należy zatem liczyć się z ofertą udziału w budowie tych elektrowni oraz ofertą sprzedaży energii elektrycznej z tych elektrowni na nasz rynek. Stanowić to będzie konkurencję dla krajowej energetyki jądrowej. W celu sprostania tym wyzwaniom i jednocześnie uniezależnienia się od importu energii elektrycznej z zagranicy wydaje się ze wszech miar uzasadnione konsekwentne wdrażanie zaproponowanego w 2009 roku programu rozwoju polskiej energetyki jądrowej i uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej w 2020 roku [21].

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

BIBLIOGRAFIA 1. Energetyka jądrowa w PRL – plany, http://atom.edu.pl/index.php/ej-w-polsce/wczoraj/plany-ej-do-1990.html. 2. Energetyka jądrowa w Polsce, http://atom.edu.pl/index.php?option=com_content&view=article&id=73&Itemid=73#plany. 3. Ustawa z dnia 29 listopada 2000 roku, Prawo atomowe (Tekst jednolity: Dz. U. z 2004, nr 161, poz. 1689), Departament Prawny Państwowej Agencji Atomistyki. 4. Ciepiela D., Trwają zmiany prawne umożliwiające rozwój energetyki jądrowej, http://energetyka.wnp.pl/trwaja-zmiany-prawne-umozliwiajace-rozwoj-energetyki-jadrowej,100700_1_0_0.html. 5. Założenia do projektu ustawy o zmianie ustawy Prawo atomowe oraz o zmianie niektórych innych ustaw, wersja z 4 maja 2010, http://www.paa.gov.pl/dokumenty/legislacja/zalozenia2.pdf. 6. Stefaniak P., Będzie nowa dyrektywa składowania odpadów wypalonego paliwa jądrowego, http://energetyka.wnp. pl/bedzie-nowa-dyrektywa-skladowania-odpadow-wypalonego-paliwa-jadrowego,105056_1_0_0.html. 7. ICEM 2009, Shared, regionalrepositories: developing a practical implementation strategy, http://www.arius-world. org/pages/pdf_2009/02_ICEM_2009_SAPIERR.pdf. 8. Decyzja rządu w sprawie założeń do projektu ustawy o zmianie ustawy Prawo atomowe oraz o zmianie niektórych innych ustaw, stanowiących transpozycję Dyrektywy Rady 2009/71/Euratom z 25 czerwca 2009, ustanawiającej wspólnotowe ramy bezpieczeństwa jądrowego obiektów jądrowych, przedłożone przez ministra środowiska, http://www.premier. gov.pl/rzad/decyzje_rzadu/id:4972/. 9. Ekspertyza na temat kryteriów lokalizacji elektrowni jądrowych oraz wstępna ocena uzgodnionych lokalizacji, http:// www.ptf.ps.pl/pliki/Prezentacja_Lok_EJ_1.pdf. 10. Kiełbasa W., Lokalizacja elektrowni jądrowych w Polsce, II Szkoła Energetyki Jądrowej, 3–5 listopada 2009, Warszawa. 11. PGE wybierze technologię i partnera do budowy elektrowni jądrowej do końca 2013 roku, http://www.cire.pl/item,47026,1.html. 12. MAEA bada infrastrukturę jądrową w Polsce, http://beta.mg.gov.pl/node/10351. 13. Debontride B., Design of EPR, Areva Framatome ANP Inc., France 2006. 14. Doehnert B., Design of the AP 1000 Power Reactor, Westinghouse Electric, Belgium 2006. 15. Hinds D., Maslak C., Next-generation nuclear energy: The ESBWR, Nuclear News, January 2006. 16. Ministerstwo Środowiska, Strategia rozwoju energetyki odnawialnej, Warszawa, Wrzesień 2000. 17. Raport bieżący nr 13/2009, Podpisanie Memorandum w sprawie rozpoczęcia współpracy w zakresie energii jądrowej z EDF, http://www.pgesa.pl/pl/relacjeinwestorskie/raportybiezace/2009/strony/rbnr13_2009.aspx. 18. Marecki J., Perspektywy rozwoju energetyki jądrowej w Polsce, Warszawa 23.01.2007. 19. Marecki J., Duda M., Dlaczego istnieje w Polsce konieczność budowy elektrowni jądrowych, Materiały konferencyjne. Elektrownie jądrowe dla Polski, Warszawa, czerwiec 2006. 20. Strupczewski A., Jaworska K., Patrycy A., Saniewski G., Czemu potrzebujemy energetyki jądrowej w Polsce, Biuletyn Miesięczny PSE, 04/07, s. 4–15, 2007. 21. Po wyborach Rosja zaproponuje Polsce udział w budowie bałtyckiej elektrowni jądrowej, http://www.cire.pl/item,47210,1,0,0,0,0,0,po-wyborach-rosja-zaproponuje-polsce-udzial-w-budowie-baltyckiej-elektrowni-jadrowej.html.

Andrzej Reński / Politechnika Gdańska Agnieszka Kaczmarek / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Andrzej Reński Gdańsk / Polska

Agnieszka Kaczmarek Gdańsk / Polska

Andrzej Reński ukończył studia na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa (MEiL) Politechniki Warszawskiej (1969). W roku 1981 obronił pracę doktorską na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej, a w 2003 roku uzyskał stopień doktora habilitowanego na Wydziale MEiL Politechniki Warszawskiej. Od 2007 roku jest zatrudniony na stanowisku profesora nadzwyczajnego Politechniki Gdańskiej. Obszar zainteresowań to: energetyka cieplna – budowa i modelowanie urządzeń energetycznych elektrowni i elektrociepłowni klasycznych i jądrowych oraz optymalizacja rozwoju systemów ciepłowniczych.

Absolwentka Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, na kierunku elektroenergetyka, specjalność elektrownie i gospodarka energetyczna. Od 2007 roku uczestniczy w studium doktoranckim na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki, we wznowionej edycji Studium Podyplomowego Podstawy Energetyki Jądrowej. Obszar zainteresowań: gospodarka skojarzona cieplno-elektryczna, energetyka gazowa oraz energetyka jądrowa.

Udział Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w pracach przygotowawczych do uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce

UDZIAŁ WYDZIAŁU ELEKTROTECHNIKI I AUTOMATYKI POLITECHNIKI GDAŃSKIEJ W PRACACH PRZYGOTOWAWCZYCH DO URUCHOMIENIA PIERWSZEJ ELEKTROWNI JĄDROWEJ W POLSCE prof. dr hab. inż. Andrzej Reński / Politechnika Gdańska mgr inż. Agnieszka Kaczmarek / Politechnika Gdańska WPROWADZENIE Energetyka jądrowa ma swoich zwolenników i przeciwników, nie pozostaje jednak do podważenia fakt, iż kraje sąsiadujące z Polską, jak i większość krajów europejskich, w znacznym stopniu pokrywają zapotrzebowanie na energię elektryczną przy użyciu źródeł energii wykorzystujących paliwo jądrowe. Tym samym posiadają wiedzę i doświadczenie z zakresu energetyki jądrowej. Mimo iż w kraju nie powstała jeszcze elektrownia jądrowa, polscy inżynierowie pracują od wielu lat w placówkach zagranicznych, zdobywając cenne doświadczenie i biorąc w ten sposób czynny udział w kształtowaniu europejskiej i światowej energetyki jądrowej.

Z KART HISTORII Wraz z koncepcją powstania elektrowni jądrowej w Żarnowcu (EJ Żarnowiec) konieczne było przygotowanie kadry pracującej nad przygotowaniem inwestycji, projektowaniem, a następnie uruchomieniem i eksploatacją pierwszego w Polsce bloku jądrowego, pracującego na potrzeby krajowego systemu elektroenergetycznego. Politechnika Gdańska (PG) może poszczycić się przynależnością do grona uczelni, wraz m.in. z Politechniką Warszawską i Politechniką Śląską, o najdłuższych tradycjach i największym doświadczeniu w kształceniu w zakresie energetyki jądrowej. Już w pierwszej połowie lat 70., z inicjatywy profesora Kazimierza Kopeckiego, powołano na ówczesnym Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej pierwsze Studium Podyplomowe Energetyki Jądrowej. Kierownikiem tego studium był profesor Jacek Marecki, który po latach, kiedy powstawały kolejne studia podyplomowe z tej dziedziny, został dyrektorem zespołu studiów podyplomowych. Prof. Jacek Marecki jako zwolennik możliwie szybkiego uruchomienia energetyki jądrowej w kraju przez wiele lat patronował i sam aktywnie uczestniczył w procesie szkolenia kadr na potrzeby tej energetyki zarówno na szczeblu podyplomowym, jak też w ramach kształcenia stacjonarnego studentów. W latach 1972–1990 odbyło się dwanaście turnusów Studium Podyplomowego Energetyki Jądrowej. Ważnym wydarzeniem dla rozwoju tego kierunku kształcenia było rozpoczęcie budowy elektrowni jądrowej Żarnowiec, ponieważ od tego momentu studia podyplomowe były planowane i organizowane przy ścisłej współpracy z elektrownią jądrową Żarnowiec w budowie. W roku akademickim 1983/1984 na Wydziale Elektrycznym powołano Studium Podyplomowe Budowy Elektrowni Jądrowych. Do 1990 roku odbyły się trzy turnusy tego studium. Tak długo istniało też utworzone na tym samym wydziale Studium Podyplomowe Projektowania Elektrowni Jądrowych. Istotny udział w realizowaniu procesu dydaktycznego mieli obecni pracownicy naukowo-dydaktyczni Wydziału Elektrotechniki i Automatyki (dawnego Wydziału Elektrycznego) Politechniki Gdańskiej, m.in.: prof. Kazimierz Kosmowski, prof. Andrzej Reński, dr hab. inż. Kazimierz Duzinkiewicz, dr inż. Zdzisław Kusto. Dyplomy ukończenia wspomnianych studiów uzyskało w sumie blisko 300 osób. Wśród absolwentów tych studiów była m.in. minister Hanna Trojanowska, od 12 maja 2009 roku pełnomocnik rządu ds. polskiej energetyki jądrowej.

Streszczenie Kształcenie kadry pracującej przy realizacji projektu budowy pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce ma miejsce od wielu lat na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Stąd powstał pomysł, by przy okazji reaktywacji studiów podyplomowych w zakresie energe-

tyki jądrowej, jak i samego projektu budowy elektrowni jądrowej w naszym kraju, wspomnieć o osobach i działaniach, które w znacznym stopniu przyczyniły się do rozpowszechniania idei pokrywania krajowego zapotrzebowania na energię z paliwa jądrowego.

Andrzej Reński / Politechnika Gdańska Agnieszka Kaczmarek / Politechnika Gdańska

W latach 1984–1987 opracowano, we współpracy z kierownictwem budowy elektrowni jądrowej Żarnowiec, ramowy plan przygotowania kadr na potrzeby eksploatacji przyszłej elektrowni. Powstały też inne współdziałania: „Programy kursów dla szkolenia personelu eksploatacyjnego EJŻ”, a także „Koncepcja Ośrodka Szkoleniowo-Treningowego Energetyki Jądrowej”. W 1990 roku były gotowe „Założenia programowo-metodyczne szerokiej edukacji społeczeństwa w zakresie techniki i energetyki jądrowej”. Studia podyplomowe to nie jedyne doświadczenie Wydziału Elektrotechniki i Automatyki w przekazywaniu wiedzy oraz w kształtowaniu świadomości społeczeństwa na temat tego, czym jest i jaka może być rola energetyki jądrowej w życiu gospodarczym współczesnego państwa. W okresie poprzedniego polskiego programu jądrowego Politechnika Gdańska, a w sposób szczególny Wydział EiA pełnił rolę zaplecza badawczo-edukacyjnego dla budowanej w latach 1982–1990 elektrowni jądrowej Żarnowiec. Wydział realizował przygotowanie wysoko kwaliﬁkowanych kadr przyszłej elektrowni, organizując i prowadząc z wykorzystaniem własnej kadry, również kadry innych wydziałów Politechniki Gdańskiej, a także innych uczelni polskich i ośrodków badawczych, m.in. Instytutu Energii Atomowej w Świerku, studia podyplomowe z zakresu energetyki jądrowej. Wydział był również w istotny sposób zaangażowany w realizację obszernego programu badań na potrzeby energetyki jądrowej. Jednym z inicjatorów, a następnie koordynatorem współpracy w tym zakresie z EJŻ był prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba. Wspierał go w tym dziele dr inż. Wiktor Chotkowski, który po wyjeździe prof. Zbigniewa Szczerby za granicę w 1987 roku przejął jego rolę. W tym czasie Wydział EiA był koordynatorem oraz wykonawcą grupy 11 celów Centralnego Programu Badawczo-Rozwojowego 5.3. „Energetyka Jądrowa”. Wachlarz podejmowanych problemów był bardzo szeroki: od doskonalenia procesu prac projektowych i organizacji pracy na placu budowy, poprzez badania materiałów budowlanych, w tym badania procesów korozyjnych, opanowanie nowych technologii montażu z uwzględnieniem nowych technologii spawalniczych, po zagadnienia z zakresu modelowania układów technologicznych, z uwzględnieniem dynamiki obiektów, jak również problemy optymalnego sterowania, niezawodnej pracy i bezpieczeństwa całej elektrowni. Ówczesny Wydział Elektryczny, a następnie Wydział Elektrotechniki i Automatyki, podejmował też współpracę z krajowymi ośrodkami naukowo-badawczymi, uczelniami oraz biurami projektowymi, takimi jak: Instytut Energii Atomowej w Otwocku-Świerku, Politechnika Warszawska, Politechnika Śląska, BSiPE Energoprojekt i przede wszystkim EJ Żarnowiec w Budowie. Niestety, prace te zostały przerwane po podjęciu przez rząd 17 grudnia 1990 roku decyzji o zaniechaniu dalszej budowy elektrowni oraz po postawieniu jej w 1991 roku w stan likwidacji. Działalność dydaktyczna została drastycznie ograniczona do pojedynczych zagadnień dotyczących energetyki jądrowej w ramach różnych przedmiotów ogólnoenergetycznych, np. z zakresu technologii wytwarzania energii elektrycznej, na studiach stacjonarnych.

AKTUALNE DZIAŁANIA W obecnej sytuacji ekonomicznej świata, kiedy tak istotne znaczenie ma racjonalne wykorzystanie dostępnych surowców energetycznych, przy jednoczesnym spełnieniu stale zaostrzających się wymagań dotyczących ochrony środowiska naturalnego, wzrasta ponownie powszechne zainteresowanie energetyką jądrową. Obserwuje się to również w Polsce. Szczególny impuls do działania dały decyzja Rady Ministrów z 13.01.2009 roku o przygotowaniu i wdrożeniu Programu Polskiej Energetyki Jądrowej oraz przyjęcie przez RM w dniu 11.08.2009 roku „Ramowego harmonogramu działań dla energetyki jądrowej” . W związku z tym na Wydziale EiA podjęto również stosowne kroki w celu przywrócenia w zdecydowanie szerszym zakresie do programu studiów zagadnień związanych z energetyką jądrową. Energetyka jądrowa została wprowadzona do programowych wykładów i seminarium dla specjalności elektroenergetyka na kierunku elektrotechnika oraz dla specjalności rynki energii i systemy energetyczne na międzywydziałowym kierunku energetyka. Wydawane są także tematy prac dyplomowych dotyczące energetyki jądrowej. Potwierdzeniem zainteresowania nową tematyką była m.in. inicjatywa studentów odbycia wizyty technicznej pod opieką nauczycieli akademickich Katedry Elektroenergetyki w niemieckiej elektrowni jądrowej Isar 2.

Udział Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w pracach przygotowawczych do uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce

Fot. 1. Studenci specjalności elektrownie i gospodarka energetyczna w niemieckiej elektrowni jądrowej Isar 2

W roku akademickim 2009/2010 reaktywowano studium podyplomowe z zakresu energetyki jądrowej pod nazwą Studium Podyplomowe Podstawy Energetyki Jądrowej, prowadzone przez jednostki Politechniki Gdańskiej, głównie Wydział EiA, jak również zespoły z Instytutu Energii Atomowej POLATOM w Otwocku-Świerku z udziałem przedstawicieli instytucji branżowych, m.in. Agencji Rozwoju Energetyki. W przyszłości planuje się także skorzystanie z doświadczeń pracowników zagranicznych firm energetycznych: czeskiej CEZ oraz fińskiej Fortum. Słuchacze pierwszej wznowionej edycji (fot. 2) to absolwenci uczelni technicznych, o zróżnicowanym profilu specjalności zawodowej, stąd oferta studiów obejmowała także przedmioty ogólnoenergetyczne, m.in.: wybrane działy fizyki, klasyczne i niekonwencjonalne źródła energii, cieplne maszyny przepływowe, praca elektrowni w systemie elektroenergetycznym, ochrona środowiska, rynki energii. Natomiast specjalistyczne zajęcia z zakresu energetyki jądrowej odbyli oni m.in. w laboratoriach Instytutu Energii Atomowej POLATOM w Otwocku-Świerku. W przyszłym roku akademickim oferta dydaktyczna zostanie rozszerzona dzięki planowanemu uruchomieniu dodatkowo Studium Podyplomowego Przygotowania Eksploatacji Elektrowni Jądrowych, z większym udziałem innych wydziałów politechniki: Mechanicznego, Chemicznego, Inżynierii Lądowej i Środowiska, jak również przedstawicieli firm uczestniczących w budowie zagranicznych elektrowni jądrowych, takich jak np. Elektrobudowa S.A. Wydział EiA uruchomi również w roku akademickim 2010/2011, w ramach studiów II stopnia, specjalność energetyka jądrowa, prognozowaną początkowo na 30 studentów. Podejmowane działania w ramach kształcenia kadr synchronizowane są z innymi krajowymi uczelniami poprzez udział pracowników Katedry Elektroenergetyki w pracach Komisji Energetyki Jądrowej Rady do spraw Atomistyki przy Państwowej Agencji Atomistyki.

Andrzej Reński / Politechnika Gdańska Agnieszka Kaczmarek / Politechnika Gdańska

Fot. 2. Słuchacze I edycji wznowionego Studium Podyplomowego Podstawy Energetyki Jądrowej w reaktorowni Maria w Instytucie Energii Atomowej POLATOM

Równolegle uczelnia chce przygotowywać edukatorów, młodych pracowników naukowych zdobywających doświadczenie w zakresie energetyki jądrowej w zagranicznych ośrodkach naukowo-badawczych. W związku z tym zgłoszono do Departamentu Energii Jądrowej czwórkę kandydatów do drugiej fazy szkolenia edukatorów, realizowanego przez trzy miesiące w Centrum Badań Jądrowych CAE-SACLAY we Francji. Niewątpliwym wsparciem w zdobywaniu wiedzy są odpowiednie narzędzia badawcze, dlatego też wydział złożył w Ministerstwie Nauki i Szkolnictwa Wyższego wniosek projektowy dotyczący przygotowania centrum obliczeniowo-symulacyjnego procesów i komputerowych systemów sterowania oraz wspomagania decyzji operatorskich jądrowego bloku energetycznego. W przygotowaniu są dwa kolejne wnioski dotyczące modelowania oraz sterowania elektrowni jądrowej i jej współpracy z krajowym systemem elektroenergetycznym. Kolejnym działaniem, tym razem z inicjatywy minister Hanny Trojanowskiej, było powołanie przy rektorze Politechniki Gdańskiej środowiskowego zespołu ekspertów w dziedzinie energetyki jądrowej. W Urzędzie Marszałkowskim Województwa Pomorskiego działa natomiast od ponad roku zespół ds. przygotowania województwa pomorskiego do realizacji inwestycji „Budowa elektrowni jądrowej”, w skład którego wchodzą przedstawiciele PG. Wydział podejmuje również inicjatywy o charakterze edukacyjno-informacyjnym. Dlatego w ramach działalności ogólnoedukacyjnej stara się brać udział w spotkaniach dyskusyjnych, na których przedstawiane są argumenty za wprowadzeniem energetyki jądrowej Polsce, a w szczególności na Wybrzeżu. Jedno z takich spotkań miało miejsce na antenie programu III TVP, w cyklu „Forum Gospodarcze”. 25 listopada 2009 roku przedstawiciele uczelni uczestniczyli w spotkaniu w Gniewinie, poświęconemu współpracy samorządów terytorialnych w działaniach przygotowawczych do uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej, a także współpracy w trakcie późniejszej eksploatacji elektrowni. Swoimi doświadczeniami dzielili się przedstawiciele samorządów z Węgier, Holandii i Hiszpanii. Na konferencji poświęconej energetyce w województwie pomorskim, zorganizowanej przez Pomorską Radę FSNT NOT w Gdańsku 10 grudnia 2009 roku, przedstawiciel wydziału wystąpił z referatem na temat wpływu elektrowni jądrowych na bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Udział Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w pracach przygotowawczych do uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce

PLANY I PERSPEKTYWY Najbliższa przyszłość to kontynuacja podjętych działań dydaktycznych, a więc rekrutacja na II edycję Studium Podyplomowego Podstawy Energetyki Jądrowej. Także aktywny udział w charakterze wykładowców w ramach Trzeciej Szkoły Energetyki Jądrowej, organizowanej w październiku 2010 roku, tym razem w Gdańsku, przez Instytut Energii Atomowej POLATOM, przy wsparciu gdańskiego środowiska naukowo-technicznego. Ponadto planowane są działania zmierzające do określenia potrzeb w zakresie szkolenia kadr oraz opracowania programów i harmonogramów szkoleń na poziomach średnim technicznym oraz wyższym; planowany jest też udział w przygotowaniu analiz dotyczących oddziaływania elektrowni jądrowej w Żarnowcu na środowisko oraz bezpieczeństwa tej elektrowni, a także analizy uwarunkowań gospodarki wodnej w rejonie elektrowni, jak również gospodarki paliwem jądrowym. Na Wydziale EiA będą także podjęte badania dotyczące współpracy elektrowni jądrowej z krajowym systemem elektroenergetycznym (KSE) oraz analiz możliwości przyłączenia elektrowni jądrowej zlokalizowanej w Żarnowcu do KSE. Istnieje również zainteresowanie tematem związanym z ewentualnym przystosowaniem elektrowni, która byłaby zlokalizowana nad Jeziorem Żarnowieckim, do pracy ciepłowniczej. Część spośród tych zadań mogłaby być zrealizowana w ramach przygotowywanych wniosków na projekty badawcze. Stale aktualnymi problemami są badania materiałów konstrukcyjnych, badania warunków posadowienia elektrowni, a także badania własności nośników energetycznych, powinny być one podjęte na innych wydziałach Politechniki Gdańskiej. Planowane w Laboratorium Nowoczesnych Technologii na Wydziale EiA stanowiska badawcze mogą stanowić zaczątek projektu ośrodka szkoleniowego na potrzeby energetyki jądrowej, taki ośrodek wydział zamierza powołać w najbliższym czasie.

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Ryszard Zajczyk Gdańsk / Polska Specjalista w dziedzinie elektroenergetyki – systemy elektroenergetyczne. Kierownik Katedry Elektroenergetyki na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej (specjalność elektroenergetyka, 1978), profesor tytularny (2004). Jego działalność naukowa związana jest głównie z tematyką pracy systemów elektroenergetycznych w stanach normalnych i nieustalonych, z uwzględnieniem procesów regulacyjnych i sterowania, problematyką wpływu na system elektroenergetyczny energetyki odnawialnej, w tym energetyki wiatrowej, problemami współpracy systemu elektroenergetycznego z wysokonapięciowymi urządzeniami energoelektronicznymi. Autor wielu publikacji, prac naukowych i projektów badawczych z tej dziedziny.

Stabilność napięciowa podsystemu elektroenergetycznego

STABILNOŚĆ NAPIĘCIOWA PODSYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO prof. dr hab. inż. Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska 1. PRZECIĄŻENIE MOCĄ BIERNĄ 1.1. Charakterystyki turbozespołów W celu opisania stanów nieustalonych w czasie przeciążeń niezbędna jest znajomość właściwości bloku wytwórczego, w tym generatora synchronicznego, nie tylko przy wartości napięcia bliskiej znamionowej, lecz również przy napięciach znacznie niższych, występujących przy znacznych przeciążeniach. Przykładowy blok wytwórczy składający się z turbiny kondensacyjnej wraz z regulatorem turbiny oraz generatora synchronicznego wraz z regulatorem generatora przedstawiono na rys. 1. �

��

Pgz Z

 WP WP

PR K

gz

 SP Z

RT g NP

TW GS

U gz

RG UW

If z

SK PIW

Rys. 1. Schemat blokowy bloku wytwórczego dużej mocy [10]

Turbina kondensacyjna dużej mocy składa się z części wysoko-, średnio- i niskoprężnej (WP, SP, NP) oraz międzystopniowego przegrzewacza pary (PR). Regulacja turbiny typu ilościowego odbywa się poprzez zmiany natężenia przepływu pary przez poszczególne części turbiny, a to uzyskuje się, zmieniając stopień otwarcia zaworów regulacyjnych wysokoprężnych Zwp i średnioprężnych Zsp. Regulator turbiny składa się z regulatora mocy (RP), regulatora prędkości obrotowej (RO), przetwornika (P/H), zaworów regulacyjnych (ZR). Schemat blokowy turbozespołu z układem regulacji przedstawiono na rys. 2.

Streszczenie W referacie przedstawiono problem przeciążenia mocą bierną systemu elektroenergetycznego oraz metodologię analiz stabilności napięciowej podsystemów elektroenergetycznych. W celu potwierdzenia poprawności przyjętych założeń wykonano obliczenia symulacyjne stabilności napięciowej dla podsystemu. W badaniach analizowano przypadki dociążania mocą czynną, mocą bierną oraz mocą z utrzymaniem wyjściowego tgϕ pojedynczych węzłów oraz całych podsystemów. Uzyskane wyniki wykazały poprawność przyjętych założeń odnośnie sposobu osiągania granicy stabilności w badaniach modelowych.

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

64 �

� �

� ��

�

��

�

P/H

��

� ��

��

� ��

Rys. 2. Układ regulacji turbozespołu. RP – regulator mocy czynnej, RO – regulator prędkości obrotowej, P/H – przetwornik mechaniczno-hydrauliczny lub elektrohydrauliczny, ZR – zawory regulacyjne, SM – serwomotor zaworów, SL – siłownik zaworów, T – turbina, G – generator [10]

Generatory synchroniczne dużej mocy (GS) wyposażane są w statyczny tyrystorowy układ wzbudzenia (TW, PW) lub maszynowy układ wzbudzenia oraz wieloparametrowy regulator generatora (RG). W obu wariantach układu wzbudzenia wieloparametrowy regulator generatora składa się z toru głównego regulacji napięcia, ograniczników układu regulacji oraz elementów dodatkowych. Schemat blokowy wieloparametrowego regulatora generatora przedstawiono na rys. 3. � ��

� ��

�

��

–

� ��

��

� ��

–

� �

��

–

�

��

� ��

�

� � ��

�

��

�

� � � ��

� � ��

�

� ��

��

�

� � � ��

� � ��

�

��

� � ��

� ��

��

�

� ��

� � ��

� ��

��

� ��

� �

� ��

Rys. 3. Schemat strukturalny wieloparametrowego regulatora generatora [10]. TRN – tor główny regulacji napięcia, UKP – układ kompensacji prądowej, PSS – stabilizator systemowy, OPS – ogranicznik prądu stojana, OPW – ogranicznik prądu wirnika, OPPW – ogranicznik pułapu prądu wirnika, OKM – ogranicznik kąta mocy

Generator jest sterowany przez regulator, zwany potocznie regulatorem napięcia, utrzymujący zadaną wartość napięcia. Przy znacznych przeciążeniach regulator doprowadza do pełnego wysterowania układu wzbudzenia. W rezultacie napięcie wzbudzenia i – w stanie ustalonym – prąd wzbudzenia osiągają wartość maksymalną. W tym stanie charakterystyka U = f(Ig) przestaje być kształtowana przez regulator. Z punktu widzenia stabilności napięciowej istotne są charakterystyki elementów regulatora, takich jak ogranicznik prądu stojana, prądu wirnika czy pułapu prądu wzbudzenia. Ich kształt (zależność czasowa) może de-

Stabilność napięciowa podsystemu elektroenergetycznego

cydować o przebiegu zjawisk związanych z rozwojem lawiny napięciowej. Przykładową charakterystykę czasową If = f(t), realizowaną przez ogranicznik pułapu prądu wzbudzenia i ogranicznik maksymalnego prądu wzbudzenia, przedstawiono na rys . 4. ��

� ��

��

Rys. 4. Charakterystyka prądowo-czasowa realizowana przez ograniczniki: pułapu prądu wzbudzenia i maksymalnego prądu wzbudzenia, kp – współczynnik pułapu (1,6÷2), Ifn – prąd wzbudzenia znamionowy [10]

Regulator RG na podstawie pomiaru napięcia i prądu utrzymuje napięcie na zaciskach generatora zgodnie z zależnością

�U g  Ugzo  I P Rk  I Q X k gdzie Ugz0 – wartość zadana napięcia, Rk , Xk – impedancja kompensacji prądowej. Schemat zastępczy generatora z regulatorem pokazuje rys. 5a. Określona powyżej charakterystyka obowiązuje w granicach od biegu jałowego do obciążenia (w stanach nieustalonych), przy którym napięcie wzbudzenia Uf osiąga wartość maksymalną Uf max. Jeżeli po osiągnięciu maksymalnego napięcia wzbudzenia napięcie generatora będzie nadal spadało w wyniku przeciążenia, to działanie regulatora będzie nieskuteczne, gdyż nie będzie on w stanie podwyższyć napięcia wzbudzenia do wartości niezbędnej dla utrzymania zadanego napięcia generatora.

�U g  Uf max  I Q X d Schemat zastępczy dla tego stanu generatora synchronicznego przedstawia rys. 5b. a)

�

� ��

��

� ��

��

Rys. 5. Schemat zastępczy generatora z regulatorem; a) stan normalny, b) przy dużym przeciążeniu dla Uf = Uf max [5, 6]

W wyniku złożenia tych dwóch charakterystyk otrzymuje się charakterystykę obejmującą pełny zakres zmian napięcia generatora odpowiadający obciążeniom; od biegu jałowego do maksymalnego obciążenia generatora (rys. 6).

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

66 �

��

� ��

��

Rys. 6. Charakterystyka zewnętrzna generatora z regulatorem napięcia w zakresie liniowym (dla Uf< Uf max) oraz dla maksymalnego napięcia wzbudzenia (Uf =Uf max) [5, 6]

1.2. Charakterystyki odbiorów Podobnie jak w przypadku mocy czynnej – moc bierna pobierana przez odbiory jest funkcją napięcia U i częstotliwości f:

�Qo  F (U , f ) Zależność �Qo  F (U , f ) – w stanach ustalonych, dla f = const. – ma przebieg przedstawiony na rys. 7.

� U

�

1 2

Rys. 7. Zmiany mocy biernej odbiorów przy zmianach częstotliwości i przy

dQ U = const. �tg�  o dU

Qo Qon

1, 2, 3 – różne przebiegi charakterystyk przy znacznych obniżkach napięcia [5, 6]

Pokazane na rysunku zależności mogą być przydatne również do jakościowej i – w przybliżeniu – do ilościowej interpretacji stanów nieustalonych przy przeciążeniach systemu, podsystemu lub wyspy. Rzeczywista charakterystyka tym bardziej odbiega od przedstawionej na rys. 7, im większa jest prędkość zmian napięcia zależna od wartości przeciążenia. Rozbieżność jest spowodowana elektromagnetycznymi stanami nieustalonymi w silnikach elektrycznych i wpływem mas wirujących układów napędowych.

1.3.

Wpływ wartości przeciążeń Dla szacunkowego określenia zmian napięcia i mocy biernej przy przeciążeniach celowe jest poszukiwanie związku między tymi wielkościami:

� dU  F (Qg , Qo ) dt Jeżeli moce bierne generowane i pobierane nie bilansują się, to występuje proces nieustalony stabilny lub niestabilny. W przypadku procesu niestabilnego – mającego na ogół charakter aperiodyczny – nie jest możliwe osiągnięcie nowego stanu ustalonego i występuje tzw. lawina napięcia [5, 6].

Stabilność napięciowa podsystemu elektroenergetycznego

�

i 1 n

i 1 m

 Qgi   Qoi  0 to

�dU

 0 i U = const. dt � �dU jeżeli  Q gi   Qoi  0 to  0 i U rośnie i 1 i 1 dt m �n �dU  0 i U maleje. jeżeli  Qgi   Qoi  0 to dt i 1 i 1 Jeżeli

Jeżeli przeciążenie jest niewielkie, to działanie regulatorów napięcia generatorów utrzymuje napięcie w pobliżu wartości znamionowej, powodując jednak przekroczenie dopuszczalnej wartości prądu generatorów. To przekroczenie nie jest – w początkowym okresie – likwidowane przez ograniczniki prądu stojana, działające z celowo wprowadzoną zwłoką czasową. Osiągnięty zostaje nowy stan quasi-ustalony. Jednak po pewnym czasie ograniczniki przystępują do ograniczania przeciążenia prądowego i powodują zmianę charakterystyki zewnętrznej generatora pokazanej na rys. 8. �

��

� ��

��

� ��

Rys. 8. Interpretacja małych przeciążeń mocą bierną. 1 – stan quasi-ustalony dla Xk = 0; 2 – stan quasi-ustalony dla Xk> 0; O – charakterystyka odbiorów [5, 6]

��

Działanie ograniczników może doprowadzić do niemożliwości osiągnięcia nowego stanu ustalonego. Powstaje lawina napięcia i obrona podsystemu jest niemożliwa, gdyż obecna automatyka odciążania nie chroni przed przeciążeniami mocą bierną. Na rysunku pokazano dwa punkty pracy quasi-ustalonej do czasu ograniczenia prądu przez ograniczniki. Pokazano też, że w wyniku działania ograniczników nie jest możliwe pokrycie zapotrzebowania na moc bierną i powstaje lawina napięcia. Przy dużych przeciążeniach ma miejsce sytuacja pokazana na rys. 9. Z porównania charakterystyk generacji i odbiorów wynika, że nie ma możliwości uzyskania bilansu mocy biernej w podsystemie. Efektem braku tej możliwości jest lawina napięcia niemożliwa do opanowania bez wyłączenia części odbiorów. Wyłączenie to spowoduje przesunięcie charakterystyki „O” w lewo, umożliwiając uzyskanie bilansu mocy biernej. �

��

� ��

��

� ��

��

Rys. 9. Interpretacja dużych przeciążeń mocą bierną. Oznaczenia jak na poprzednich rysunkach [5, 6]

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

2. ANALIZA STATYCZNA STABILNOŚCI NAPIĘCIOWEJ Stabilność napięciową określa się dla węzłów odbiorczych systemu elektroenergetycznego. Analizę statyczną stabilności napięciowej przeprowadza się na podstawie równań napięciowo-prądowych określonych dla dowolnego węzła elektroenergetycznego [10]. Schemat układu przedstawiono na rys. 10.

�

��

Rys. 10. Schemat rozpływu prądów w węźle k systemu elektroenergetycznego, Ukf– napięcie w węźle k, Ulf– napięcie w węźle l, Jkl– prąd płynący między węzłami k i l, Jk– prąd odbioru w węźle k, Jkg– prąd generatora w węźle k, Zkl ,Ykl– impedancja i admitancja elementu łączącego węzły k i l, Yko, Ylo– admitancja gałęzi poprzecznych w węzłach k i l, Yk– admitancja zastępcza odbioru w węźle k [10]

��

� ��

��

� � ��

� ��

Moc czynną i bierną pobieraną w węźle k opisano zależnością: n n � 2 Pk  U k  Gkl   U kU l (Gkl cos φ kl  Bkl sin φ kl ) l 1 l k

l 1 l k

Qk  U k2  Bkl   U kU l ( Bkl cos φ kl  Gkl sin φ kl ) Zależność ta określa moce czynne i bierne dla wszystkich węzłów odbiorczych analizowanego systemu elektroenergetycznego zarówno dla stanu ustalonego, jak i stanów przejściowych. Analizując zmiany mocy w otoczeniu punktu pracy ustalonej określonej parametrami (θO, UO) dla wszystkich węzłów, określono zmiany mocy czynnej i biernej:

Δ� P (� ,U )  P (θ ,U )  P (θ o ,U o ) Δ Q (� ,U )  Q(� ,U )  Q(� o ,U o ) Linearyzując układ i przechodząc do analizy małych odchyleń zależności na zmiany mocy ∆P i ∆Q w funkcji zmian napięcia U i kąta rozchyłu wektorów θ, otrzymano zależność:

� P (θ ,...,θ , U ,...U )   P1 1 1 1 n n θ  1   ... .....    P n   Pn (θ1 ,...,θ n , U1 ,...U n )  θ 1     Q1  Q1 (θ1 ,...,θ n , U1 ,...U n )   θ1    ... .....    Qn Qn (θ1 ,...,θ n , U1 ,...U n )  θ1

...

P1 θ n

P1 U 1

... ...

Pn θ n Q1 θ n

Pn U 1 Q1 U 1

...

Qn θ n

Qn U 1

czyli:

� ΔP   P �  ΔQ    Q    �

P U Q U

  Δθ   J P�  x    J  ΔU   Q�

J PU   ΔP  x J QU   ΔQ

  θ1   ...   ...    P ... Unn   θ n  x  Q ... U 1n   U1  ...   ...     Q ... U nn  U n 

...

P1 U n

Stabilność napięciowa podsystemu elektroenergetycznego

Zakładając, że w systemie występują tylko zmiany mocy biernej ∆P=0, zależność powyższa przyjmie postać:

� 0   J Pθ Q   J    Qθ

J PU   θ  x J QU  U 

Przekształcając i eliminując kąt θ, otrzymano związek między zmianami mocy biernej ∆Q i zmianami napięcia ∆U:





�Δ Q  J QU  J Qθ J P1θ J PU x U  JR U 1 Elementy macierzy �J R leżące na głównej przekątnej określają wrażliwość napięciową węzłów odbiorczych

systemu elektroenergetycznego

� U  J R1 . ΔQ

Dla dowolnego węzła k można określić wrażliwość napięciową i jej związek ze stabilnością napięciową w węźle:

 �diag J �diag J

 (k ) 0 granica stabilności (k ) 0 węzeł niestabilny napięciowo

�diag J R1 (k )  0 węzeł stabilny napięciowo 1 R

1 R

3. ANALIZA DYNAMICZNA STABILNOŚCI NAPIĘCIOWEJ Analiza dynamiczna stabilności napięciowej polega na badaniu odpowiedzi układu na zadane wymuszenie. Elementy układu opisane równaniami różniczkowymi i algebraicznymi stanowią podstawę do obliczeń stanów nieustalonych. Model układu obejmuje: • Model układu przesyłowego opisanego równaniami: x = f(x, U) I (x, U) = YU • Modele elementów węzła wytwórczego, takich jak: • generatory synchroniczne • wieloparametrowe regulatory generatora • turbiny • regulatory turbin. Schemat węzła wytwórczego z zaznaczeniem elementów podlegających modelowaniu przedstawiono na rys. 1. Na potrzeby analiz stabilności badany układ opisuje się układem równań różniczkowych zlinearyzowanych w otoczeniu punktu pracy, dla którego bada się stabilność napięciową. Zlinearyzowany obiekt w ogólnej postaci można opisać: równaniem stanu: X(t) = AX(t) + BU(t) równaniem wyjścia: Y(t) = CX(t) + DU(t)

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

gdzie: X(t) – wektor zmiennych stanu, U(t) – wektor sygnałów wejściowych, Y(t) – wektor sygnałów wyjściowych, A – macierz stanu, B – macierz wejścia, C – macierz wyjścia, D – macierz wiążąca sygnały wejściowe bezpośrednio oddziałujące na wyjście. Generator synchroniczny opisano zależnościami:  równanie stanu: �I g (t )  A g1B g I g (t )  A g1C g U g (t )

równanie wyjścia: �Wg (t )  D g I g (t ) gdzie: �I Tg (t )  [I d (t ), I q (t ), I f (t ), I kd (t ), I kq (t ), σ (t ), δ (t )] – wektor zmiennych stanu

�U Tg (t )  [U s (t ), U f (t ), M t (t )] – wektor wielkości wejściowych �WgT (t )  [U g (t ), Pg (t )] – wektor wielkości wyjściowych. Układ wzbudzenia i regulator generatora opisano zależnościami:

�Y RU (t )

A     RU  Y SS (t )   O  

równanie stanu:

1

O  B x  RU A SS   O

B SS  RU  YRU (t )  A RU x  B SS   YSS (t )   O

1

O  C  x  RU  x URG (t) A SS   C SS 

T U RG (t ) równanie wyjścia: �U f (t )  DTRU YRU (t )  EUW

T gdzie: �YRU (t ) – wektor zmiennych stanu toru regulacji napięcia, �YSST (t ) T stabilizatora systemowego, �U RG (t ) – wektor wielkości wejściowych, �U f (t )

– wektor zmiennych stanu – wielkość wyjściowa

– zmiana napięcia wzbudzenia. Turbinę kondensacyjną opisano zależnościami:

� 1 1 BTK DT (t )  ATK CTK UTK (t ) równanie stanu: DT (t )  ATK T równanie wyjścia: �M t (t )  ET DT (t )

gdzie: �DT (t ) – wektor zmiennych stanu turbiny, �U TK (t ) – wektor wielkości wejściowych, T

�M t (t ) – wielkość wyjściowa – zmiana momentu napędowego generatora. Regulator turbiny opisano zależnościami: równanie stanu:

� Y RE (t ) 

A     RE Y HY (t )  O  

1

O  B x  RE A HY  B EH

O   YRE (t )   A RE x  B HY  YHY (t )  O

1

O  C  x  RE  x URE (t ) A HY   O 

równanie wyjścia: �Wt (t )  D RT YHY (t ) T (t ) gdzie: �YRE

T zaworów, �U RE (t )

T – wektor zmiennych stanu, �YHY (t ) – wektor zmiennych stanu układu hydraulicznego

– wektor wielkości wejściowych, �WtT (t ) – wielkość wyjściowa – zmiana stopnia otwarcia

zaworów regulacyjnych.

Stabilność napięciowa podsystemu elektroenergetycznego

Pozostałe macierze opisano w źródłach [10]. Uwzględniając wzajemne związki między wielkościami wyjściowymi i wejściowymi poszczególnych obiektów, uzyskuje się opis bloku wytwórczego w postaci równań stanu.

4. METODOLOGIA OBLICZEŃ STABILNOŚCI NAPIĘCIOWEJ 4.1. Metoda wrażliwości napięciowej Dla każdego węzła systemu elektroenergetycznego można wyznaczyć wrażliwość napięciową jako stosunek zmiany napięcia po zmianie mocy biernej dostarczonej do węzła:

� U k wkQ  Qk

wkP 

U k Pk

i 1 ik

U k   U ki [h  h]  U ki [h] Qk   Qki [h  h]  Qki [h] ; Pk   Pki [h  h]  Pki [h] ; tgφ k 

Qk Pk

Zmiana mocy czynnej i biernej wyznaczana będzie w kolejnych krokach wyznaczania rozpływu mocy i poziomów napięć w systemie elektroenergetycznym w czasie symulacji dynamicznej. Dla dodatnich współczynników (dodatnia zmiana mocy biernej powoduje wzrost napięcia) układ jest stabilny napięciowo. Metodę tę proponuje się zastosować do wstępnych obliczeń stabilności napięciowej w systemie elektroenergetycznym. Pozwoli ona dla ustalonego obciążenia systemu (jednoznacznie zdeterminowany stan systemu) określić jego węzły zagrożone utratą stabilności napięciowej. W metodzie tej można uwzględnić ograniczenia generacji mocy biernej przez generatory synchroniczne – ograniczenia wynikające z dopuszczalnego obszaru pracy generatorów oraz nastaw ograniczników regulatora generatora (OPS i OPW oraz OKM), czyli: • ograniczenie mocy biernej pobieranej Qp (Qpoj) • ograniczenie mocy biernej generowanej Qg (Qind) oraz ograniczenia przekładni transformatorów i autotransformatorów poprzez uwzględnienie wartości granicznych: • minimalna przekładnia transformatora min • maksymalna przekładnia transformatora max i związane z tym położenia przełączników zaczepów.

4.2. Metoda wartości własnych W przypadku potrzeby stworzenia charakterystyk granicznych (wpływ obciążeń na granicę stabilności napięciowej) konieczne jest wykonanie analizy wartości własnych układu zlinearyzowanego. Zależność przyrostów mocy biernej od zmian napięć w węzłach opisano zależnością:

�U  J 1 R Q Występującą we wzorze macierz Jacobiego można określić zależnością: �J R1  M� 1N , gdzie: M – macierz wektorów własnych prawostronnych, N – macierz wektorów własnych lewostronnych, Λ – macierz diagonalna wartości własnych. Po przekształceniach równanie 2 ma postać: �U  M� 1NQ lub n � mn U   i i Q �i i 1

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

Gdzie: mi – oznacza i-ty wektor prawostronny, ni – i-ty wektor lewostronny, λi – i-ta wartość własna. Wartość własna λi oraz odpowiadające jej wektory: prawostronny mi i lewostronny ni tworzą i-ty mod systemu. Wprowadzając do równań zależności

�m 1  n 1

nU  � nQ

oraz

�u  nU q  nQ

gdzie u i q – wektory modów

� 1 1 napięcia i mocy biernej �u  Λ q. Związek dla i-tego modu: ui  qi . Wartość wartości własnej λi świadczy �i n � n m o stabilności napięciowej danego węzła (λi>0 – układ stabilny napięciowo) U   ik i Q gdzie nik – k-ty �i i 1 element wektora ni. Ostatecznie dla węzła k systemu elektroenergetycznego otrzymuje się związek pochodnej napięcia względem mocy biernej w funkcji wartości własnych:

�U k Qk

 i 1

mki nik �i

5. BADANIA SYMULACYJNE Weryﬁkacja zaproponowanej metody wyznaczania stabilności napięciowej węzłów odbiorczych podsystemu elektroenergetycznego – sieć 110 kV – dla trzech charakterystycznych węzłów tej sieci: • węzeł A – typowy węzeł odbiorczy w głębi sieci 110 kV na obszarach wiejskich • węzeł B – typowy węzeł odbiorczy w głębi sieci 110 kV na obszarze aglomeracji miejskiej • węzeł C – węzeł odbiorczy w sieci 110 kV położony w pobliżu węzła wytwórczego zasilającego sieć 110 kV (generatory przyłączone do szyn 400 kV, zasilanie sieci 110 kV poprzez transformator 400/110 kV z podobciążeniową regulacją przekładni). Badana podsieć zawierała ponad 80 węzłów odbiorczych 110 kV i była zasilana w kilku punktach z sieci 220 i 400 kV poprzez transformatory z regulowaną przekładnią. Schemat sieci przedstawiono na rys. 11. Dla badanego podobszaru określono granicę stabilności napięciowej dla następujących przypadków: • jednoczesna zmiana mocy czynnej i biernej odbioru z zachowaniem stałej wartości tgφ odbioru w badanym pojedynczym węźle sieci 110 kV. Przykładowe wyniki dla węzłów A,B i C przedstawiono na rys. 12 • jednoczesna zmiana mocy czynnej i biernej odbioru z zachowaniem stałej wartości tgφ odbioru w badanym podsystemie – wszystkich węzłach sieci 110 kV. Przykładowe wyniki dla węzłów A,B i C przedstawiono na rys. 13 • jednoczesna zmiana mocy biernej odbioru w badanym podsystemie – wszystkich węzłach sieci 110 kV. Przykładowe wyniki dla węzłów A, B i C przedstawiono na rys. 14. Do obliczeń wykorzystano program PLANS.

�

220 kV 400 kV

� �

PC ,Q C 110 kV

��

� PB,QB

400 kV

��

� PA ,QA

Rys. 11. Schemat badanego podsystemu elektroenergetycznego 110 kV zasilanego z sieci 220 i 400 kV w kilku punktach

Stabilność napięciowa podsystemu elektroenergetycznego

�

120

115

110

105

105 100 U [kV]

U [kV]

100 C

70 0

100

200

300

400

500

600

700

800

P [MW]

100

120

140

160

180

Q [Mvar]

Rys. 12. Zmienność napięcia w wybranych węzłach sieci 110 kV w funkcji mocy czynnej a) i biernej b) odbioru. Dociążanie węzłów indywidualnie (każdy węzeł niezależnie)

�

120

115

110

105

100

70 5

100

U [kV]

120

115

P [MW]

Q [Mvar]

Rys. 13. Zmienność napięcia w wybranych węzłach sieci 110 kV w funkcji mocy czynnej a) i biernej b) odbioru. Jednoczesne dociążanie węzłów odbiorczych badanego podsystemu (przy jednakowym współczynniku mocy)

�

120 115 110 105 C

U [kV]

100

90 85 80 75 70 0

Q [Mvar]

Rys. 14. Zmienność napięcia w wybranych węzłach sieci 110 kV w funkcji mocy biernej odbioru. Jednoczesne dociążanie węzłów odbiorczych badanego podsystemu (dociążanie tylko mocą bierną)

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska

74 6. WNIOSKI

Przeprowadzone analizy i badania symulacyjne pozwoliły na sformułowanie następujących wniosków związanych z możliwością obliczeń stabilności napięciowej węzłów odbiorczych systemu elektroenergetycznego w zakresie metod obliczeniowych: 1. W obliczeniach globalnych, realizowanych dla całego systemu elektroenergetycznego, stosować metodę współczynników wrażliwości napięciowej. Wielokrotne powtórzenie obliczeń symulacyjnych wykonanych przy zmiennej wartości mocy odbioru (Qo=var) pozwoli określić dla węzłów charakterystyki U-Q. 2. Należy stosować dociążanie badanych podsystemów, a nie pojedynczych węzłów. Dociążanie realizować jako dociążanie mocą czynną i bierną przy określonym współczynniku tgφ odbioru. 3. W analizach stabilności napięciowej należy uwzględniać ograniczenia wynikające z obszaru dopuszczalnego stanu pracy generatora, istnienia ograniczników prądu stojana i wirnika, pułapu prądu wirnika, kąta mocy w regulatorze generatora oraz ograniczenia wynikające z zastosowania układów regulacji grupowej węzłów wytwórczych i przesyłowych [11]. 4. W przypadku badania stabilności napięciowej wydzielonych podsystemów można stosować metodę wartości własnych dla układów zlinearyzowanych. Docelowo należy dążyć do zastosowania tej metody dla całego systemu elektroenergetycznego. 5. Jedyną skuteczną metodą uniknięcia lawiny napięcia w przypadkach przeciążeń mocą bierną jest wprowadzenie członu napięciowego do układów automatyki odciążającej. Człon napięciowy, z pomiarem pochodnej w czasie, dostarcza wiarygodnej informacji o wartości przeciążenia mocą bierną [5, 6, 11].

BIBLIOGRAFIA 1. IEEE Guide for Synchronous Generator Modeling Practices in Stability Analyses. IEEE Std 1110-1991 (American National Standard ANSI). 2. IEEE Standard 421.5: IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. August 1992. 3. Kundur P., Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc. 1994. 4. Leon O.Chua, Pen-Min Lin, Komputerowa analiza układów elektronicznych. Algorytmy i metody obliczeniowe, WNT, Warszawa 1981. 5. Lubośny Z., Szczerba Z., Zajczyk R., Analiza stanu obecnego automatyki odciążającej (SCO) w krajowym systemie elektroenergetycznym – z punktu widzenia operatora systemu. Praca wykonana przez EPS RESEARCH dla PSE S.A., 1999. 6. Lubośny Z., Szczerba Z., Zajczyk R., Automatyka realizująca obronę systemu przy awaryjnych przeciążeniach. Opracowanie nowych zasad i programu: stosowania automatyki samoczynnego odciążania w KSE – opartej na nowych algorytmach działania, skoordynowania jej z zabezpieczeniami podczęstotliwościowymi bloków, udziału sieci przesyłowych, sieci rozdzielczych i elektrowni. Etap 1 – 1999, Etap 2 – 2000. Praca wykonana przez EPS RESEARCH dla PSE S.A. 7. Machowski J, Białek J.W., Bumby J.,R.,Power system dynamics and stability. John Wiley & Sons New York 1997. 8. Machowski J., Bernas S., Stany nieustalone i stabilność systemu elektroenergetycznego, Warszawa, WNT, 1989. 9. Van Cutsem T., Vournas C., Voltage stability of electric power systems, Kluwer Academic Publishere, London 1998. 10. Zajczyk R., Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badania elektromechanicznych stanów nieustalonych i procesów regulacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, 2003. 11. Zajczyk R., Szczerba Z., Lubośny Z., Małkowski R, Klucznik J., Kowalak R., Szczeciński P., Dobrzyński K., Analiza stanu obecnego i opracowanie zmian w układach regulacji napięcia i mocy biernej w elektrowniach, stacjach sieci przesyłowej i w sieciach rozdzielczych w celu zmniejszenia ryzyka powstania awarii napięciowych w systemie elektroenergetycznym, Politechnika Gdańska, Praca wykonana dla PSE Operator, Gdańsk 2007–2008.

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Ryszard Zajczyk Gdańsk / Polska

Piotr Szczeciński Gdańsk / Polska

Specjalista w dziedzinie elektroenergetyki – systemy elektroenergetyczne. Kierownik Katedry Elektroenergetyki na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej (specjalność elektroenergetyka, 1978), profesor tytularny (2004). Jego działalność naukowa związana jest głównie z tematyką pracy systemów elektroenergetycznych w stanach normalnych i nieustalonych, z uwzględnieniem procesów regulacyjnych i sterowania, problematyką wpływu na system elektroenergetyczny energetyki odnawialnej, w tym energetyki wiatrowej, problemami współpracy systemu elektroenergetycznego z wysokonapięciowymi urządzeniami energoelektronicznymi. Autor wielu publikacji, prac naukowych i projektów badawczych z tej dziedziny.

Ukończył Politechnikę Gdańską na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki o specjalności elektroenergetyka. Po studiach podjął pracę w Instytucie Energetyki Oddział Gdańsk. Po pięciu latach wrócił na macierzystą uczelnię, gdzie rozwija swoje zainteresowania związane z przesyłem energii prądem stałym, stabilnością systemu elektroenergetycznego, układami wzbudzenia i układami typu FACTS.

Wpływ układu kompensacji prądowej na pracę generatora przy zmianach napięcia w KSE

WPŁYW UKŁADU KOMPENSACJI PRĄDOWEJ NA PRACĘ GENERATORA PRZY ZMIANACH NAPIĘCIA W KSE prof. dr hab. inż. Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska mgr inż. Piotr Szczeciński / Politechnika Gdańska 1. WSTĘP Stosowane w KSE układy kompensacji prądowej w zależności od producenta i zastosowanego rozwiązania pozwalają na kompensację straty napięcia lub spadku napięcia. Niestety, w przeważającej większości krajowych bloków nie wykorzystuje się tej możliwości i nastawia się wartość kompensowanej impedancji Zk = 0. Uchyb regulacji zależy wtedy od pomiaru napięcia na zaciskach generatora i od wartości zadanej. W takim przypadku regulator generatora utrzymuje zadaną wartość napięcia na zaciskach generatora, a układ regulacji grupowej ARNE, poprzez zmianę wartości zadanej, pozwala na sprowadzenie poziomu napięcia w węzłach do poziomu wskazanego przez KDM. Ze względu na złożoność problemu w artykule zostaną omówione zagadnienia związane z wrażliwością generacji mocy biernej generatora przy zmianach napięcia w sieci, w zależności od rodzaju stosowanej kompensacji prądowej.

2. MODEL MATEMATYCZNY Do badań wpływu kompensacji prądowej posłużono się modelem matematycznym, opisującym pracę dwóch generatorów (GTHW 360) na system elektroenergetyczny (rys. 1).

�

SEE 400kV

Y52 AFL-8 525 25 km 400kV TB2

TB1 22kV

22kV

G2 Rys. 1. Schemat badanego systemu elektroenergetycznego

Streszczenie Artykuł prezentuje wpływ kompensacji prądowej na wrażliwość zmian mocy biernej generatora przy zmianach napięcia w sieci. Wyniki badań przedstawiono dla dwóch różnych sposobów estymacji sygnału od kompensacji prądowej, które pozwalają regulatorowi generatora utrzymy-

wać zadaną wartość napięcia w innym miejscu niż zaciski generatora. W artykule omówiono niezbędne zmiany, które należy wprowadzić w regulacji grupowej ARNE, przy wprowadzeniu kompensacji prądowej w układach regulacji generatorów.

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński / Politechnika Gdańska

Transformatory blokowe TB1 i TB2 są typu TDC - 426000/400 YNd11, a strukturę głównego toru układu regulacji napięcia przedstawiono na rys. 2. W torze głównym układu regulacji generatora nastawiono wartość wzmocnienia KA = 1100, a stałe czasowe TA = 2,4 s, TB = 20,4 s.

�

RA – regulacja automatyczna

Ograniczniki :

U Nast Ug -



1+sTA 1+sTB

1+sTC 1+sTD OKM [V] OPW [V]

RR – regulacja ręczna

IfNast Ifg -



Nastawy:

OKM [V]

0-10 [V]

OPW [V]

0-10 [V], I t [A s]

OPS [V]

0-10 [V], I2t [A2s]

OPS [V] KIA

1+sTIA 1+sTIB

LV GATE

RR RA – regulacja automatyczna RR – regulacja ręczna

HV GATE

U st

Rys. 2. Schemat blokowy toru głównego układu regulacji napięcia

Wartość napięcia skompensowanego Ugk, jak wspomniano we wstępie, jest obliczana w zależności od stosowanego rozwiązania według zależności: Ugk = |Ug + (Rk×Igc − Xk×Igb)+j(Rk×Igb + Xk×Igc)|

(w. Z)

lub Ugk = Ug + (Rk×Igc − Xk×Igb)

(w. RX)

Ug – wartość napięcia zmierzona na szynach generatora Ugk – wartość napięcia skompensowanego Zk, Rk, Xk – kompensowana impedancja, rezystancja, reaktancja Ig – prąd generatora synchronicznego (Igc, Igb – składowe czynna i bierna prądu generatora). W układach analogowych zainstalowanych w KSE do uchybu regulacji jest wprowadzany sygnał wyliczany zgodnie ze wzorem w. Z, a w układach cyfrowych przeważnie do uchybu regulacji jest wprowadzany sygnał wyliczany zgodnie ze wzorem w. RX. Dodatkowo w dokumentacji DTR, niezależnie od producenta, można spotkać nieuzasadnione zalecenia, takie jak ustawienie rezystancji kompensowanej Rk = 0. Ponadto w opisach brakuje jakichkolwiek informacji, czy impedancja wzajemna powinna uwzględniać także gałąź poprzeczną transformatora i czy wprowadzane wartości kompensowanej rezystancji dotyczą wartości rezystancji wyznaczonej na zimno.

3. WPŁYW UKŁADU KOMPENSACJI PRĄDOWEJ NA PRACĘ GENERATORA PRZY ZMIANACH NAPIĘCIA W KSE Jak zaznaczono we wstępie, zastosowanie kompensacji prądowej wprowadza do uchybu regulacji dodatkowy sygnał, który pozwala regulatorowi generatora utrzymywać zadaną wartość napięcia w innym miejscu niż zaciski generatora. Impedancja kompensacji prądowej Zk = Rk + jXk, o wartości nastawialnej w czterech ćwiartkach płaszczyzny zespolonej, pozwala na wprowadzenie do regulatora wirtualnego pomiaru napięcia i niemal dowolne kształtowanie schematu zastępczego bloku (w stanie ustalonym) w schemacie systemu elektroenergetycznego. Zasada stosowania kompensacji prądowej jest znana od wielu lat [2].

Wpływ układu kompensacji prądowej na pracę generatora przy zmianach napięcia w KSE

Na rys. 3 pokazano charakterystyki statyczne generatora bez kompensacji (a) oraz z kompensacją prądową ustawioną na Zk = 0,97 × ZTB.

�

1.1

�

U [p.u.]

1.05

0.95

0.9

0.85

0.85 Q [Mvar]

0.8 -150

-100 -50 Utr12 [400kV]

1.1

0 50 Utr11 [22kV]

100

150

200

U [p.u.]

Q [Mvar]

0.8

250

-150

-100 -50 Utr12 [400kV]

0 50 Utr11 [22kV]

100

150

200

250

Rys. 3. Charakterystyki statyczne generatora: a) bez kompensacji prądowej, b) z kompensacją prądową, straty napięcia, ustawioną Zk = 0,97 × ZTB

Zastosowanie kompensacji prądowej, jak pokazano na charakterystykach statycznych (rys. 3), utrzymuje wartość napięcia z reguły za transformatorem blokowym, a nie na zaciskach generatora. Sprawia, że układ regulacji grupowej ARNE przy zmianach napięcia oddziałuje mniejszą liczbę razy na zadajniki napięcia generatorów w celu utrzymania napięcia w systemie elektroenergetycznym. Na rys. 4 pokazano wpływ kompensacji prądowej na zmiany napięcia i mocy biernej generatora przy zmianach napięcia w systemie elektroenergetycznym. Wprowadzonym do układu zakłóceniem jest zmiana napięcia w sieci o +2% w 3 s symulacji, następnie o –2% w 30 s oraz –1% w 60 s i +1% w 80 s. Na rysu nkach 4a) i b) przedstawiono wyniki badań dla układu bez kompensacji prądowej, a na rysunkach 4c) i d) przedstawiono wyniki badań dla układu z kompensacją prądową. Kompensacja prądowa uwzględnia statyzm 3%, Rk = (1 − 0,03)RTB, Xk = (1 − 0,03)XTB. Odpowiednie nastawienie kompensacji prądowej zapewnia równomierny rozdział mocy biernej pomiędzy jednostki wytwórcze o jednakowej mocy znamionowej, pracujące na dany system lub sekcję szyn rozdzielni. Dla jednostek wytwórczych o różnych mocach znamionowych układ powinien zapewnić rozdział mocy biernej proporcjonalny do ich mocy znamionowej, co można ustawić poprzez odpowiednią korekcję wartości Zk. Zastosowanie kompensacji prądowej w tym przypadku pozwala na usunięcie tej funkcji z układu regulacji grupowej ARNE.

�

1.1

�

U [p.u.]

1.1

1.05

0.95

czas [s]

0.9 0 10 Us [400kV]

20 30 Utr12 [400kV]

40 50 Utr11 [22kV]

100

U [p.u.]

czas [s]

0.9 0 10 Us [400kV]

20 30 Utr12 [400kV]

40 50 Utr11 [22kV]

100

Rys. 4. Przebiegi napięcia i mocy biernej: (a, b) bez kompensacji prądowej, (c, d) z kompensacją prądową, straty napięcia, ustawioną Zk = 0,97 × ZTB

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński / Politechnika Gdańska

80 b) � 200

d) � 200

Q [Mvar]

150

100

0 -50

Q [Mvar]

100

-100

-50

100

-100

-150

czas [s]

-200 Qg1 [Mvar]

czas [s]

-200 Qg1 [Mvar]

Rys. 4. Przebiegi napięcia i mocy biernej: (a, b) bez kompensacji prądowej, (c, d) z kompensacją prądową, straty napięcia, ustawioną Zk = 0,97 × ZTB

Obecnie za rozkład generacji mocy biernej jest odpowiedzialny układ regulacji grupowej ARNE. Po włączeniu jednostki wytwórczej do układu zaczyna on zmieniać moc bierną generatora do takiej wartości, aby zlikwidować uchyb napięciowy poziomu napięcia wskazanego przez KDM i napięcia na systemie szyn, do którego jest przyłączony. Odbywa się to poprzez impulsowe sterowanie wyżej/niżej nastawnikiem elektronicznym regulatora napięcia generatora. Sterowanie to powoduje jednorazową zmianę mocy biernej o ok. 2 Mvar (wynika z dyskretyzacji sygnału i elementów wykonawczych). Układ regulacji grupowej ARNE wysyła sygnały impulsowe na zadajniki w odstępach czasu 5 s, niezależnie od wartości uchybu napięciowego. Załączenie kolejnego generatora do pracy równoległej powoduje, że najpierw wyrównuje się moc bierną na generatorach, a dopiero potem układ regulacji grupowej ARNE przechodzi do regulacji napięcia. Zarówno regulacja napięcia, jak i wyrównywanie mocy biernej generatorów przez układ ARNE odbywa się zawsze w ten sam sposób, tzn. przez sterowanie wyżej/niżej nastawnikiem regulatora generatora, a jednorazowa zmiana mocy biernej wynosi ok. 2 Mvar. W przypadku zastosowania kompensacji prądowej, jak wspomniano wcześniej, równomierny rozdział mocy biernej pomiędzy jednostki wytwórcze zapewnia nastawiony statyzm. Ten rodzaj rozdziału i regulacji można uważać za szybki w porównaniu z oddziaływaniem układu regulacji grupowej ARNE. Sposób sterowania zadajnikami napięcia przez układy regulacji grupowej ARNE wprowadza uchyb w rozdziale mocy biernej pomiędzy pracujące równolegle generatory. W obecnie spotykanych rozwiązaniach uchyb regulacji mocy biernej nie powinien przekraczać 2% mocy znamionowej. W przypadku zastosowania układów do kompensacji prądowej uchyb zależy od nastawienia kompensacji prądowej, dyskretyzacji sygnału i elementów wykonawczych. Z wyników badań wynika, że brak kompensacji prądowej powoduje małą zmienność napięcia na szynach bloku, co skutkuje dużą zmiennością napięcia w sieci. Brak kompensacji oznacza mniejszą wrażliwość generacji mocy biernej generatora na zmiany napięcia w sieci, a w związku z tym zmiany wartości zadanej napięcia powodują niewielkie zmiany generowanej mocy biernej. Zastosowanie kompensacji prądowej i zmiana algorytmu działania układu regulacji grupowej ARNE pozwala na poprawę tych procesów regulacji. Ponadto wprowadzenie kompensacji prądowej poprawia warunki stabilności lokalnej bloków. Układ regulacji grupowej ARNE nie wpływa na stabilność lokalną. Ustawienie kompensacji prądowej i wzrost wrażliwości generatora na zmiany napięcia w sieci może powodować konieczność zmiany nastawień regulatora napięcia generatora i stabilizatora systemowego. Ze względu na złożoność zagadnień poruszone aspekty zostaną rozwinięte w kolejnych artykułach. Na rys. 5a) pokazano wpływ rodzaju stosowanej kompensacji prądowej na wrażliwość zmiany mocy biernej generatora przy zmianach napięcia w sieci. Wyniki pokazano w funkcji zmiany mocy biernej odniesionej do wartości impedancji kompensowanej. Wartość impedancji kompensowanej Zk zmienia się od 0 do ZTB. Przyrost mocy biernej przy różnych wartościach Zk był wyznaczany przy zmianie napięcia w sieci o 2 kV. Jak widać z przeprowadzonych badań, sposób sterowania zadajnikami napięcia regulatorów generatorów powinien zapewniać spełnienie wymaganej dokładności regulacji grupowej przy nastawieniu kompensacji prądowej regulatorów napięcia. Ustawienie kompensacji powyżej 60% spowoduje dwukrotne zwiększenie wrażliwości generatora na zmiany napięcia. Jednorazowa zmiana nastawnikiem regulatora generatora spowoduje zmianę mocy biernej o ok. 4 Mvar.

Wpływ układu kompensacji prądowej na pracę generatora przy zmianach napięcia w KSE

Wprowadzenie kompensacji prądowej z ustawieniem 3% statyzmu [8] może wymagać w niektórych elektrowniach wymiany nastawników napięcia. Wprowadzanie kompensacji prądowej powinno być realizowane stopniowo w każdej elektrowni.

�

ΔQ [Mvar]

P [MW] 375

50 40

365

355 20

345

10 Zk [p.u.]

czas [s]

335 0

0.2 0.4 UKP według wzoru RX

0.6 0.8 UKP według wzoru Z

30 32 Pg z UKP Z97%

34 Pg bez UKP

36 Pg z UKP RX97%

Rys. 5. Wrażliwość zmian mocy biernej generatora. Przebiegi mocy czynnej generatora: bez kompensacji prądowej, z kompensacją prądową typu Z i RX

Jak widać na rys. 5a), zastosowanie kompensacji prądowej według wzoru w. Z lub w. RX nie ma znaczącego wpływu na wrażliwość zmian mocy biernej generatora. Jednak w zależności od rodzaju stosowanej kompensacji można zaobserwować różnice w przebiegach mocy czynnej generatora (rys. 5b). Wprowadzonym zakłóceniem w tym przypadku jest zmiana wartości napięcia w sieci o −2%. Na rys. 6 przedstawiono przebiegi napięcia, mocy czynnej i mocy biernej dwóch równolegle pracujących generatorów.

a) �

1.1

�

U [p.u.]

1.1

1.05

0.95

czas [s]

0.9 0 Us [400kV]

b) � 200

20 40 60 Utr12 [400kV] Utr11 [22kV]

100

U [p.u.]

czas [s]

0.9

120

0 Us [400kV]

20 40 60 Utr22 [400kV] Utr21 [22kV]

100

120

d) � 380

Q [Mvar]

P [MW]

375

150

370

100

365

360

0 -50

100

120

355 350

-100

345

-150

340

czas [s]

-200

czas [s]

335 0

Qg1 [Mvar]

Qg2 [Mvar]

20 Pg1 [MW]

40 Pg2 [MW]

Rys. 6. Przebiegi napięcia i mocy biernej z kompensacją prądową, spadku napięcia, ustawioną Zk = 1,03 × ZTB

120

Ryszard Zajczyk / Politechnika Gdańska Piotr Szczeciński / Politechnika Gdańska

Dla obu generatorów kompensacja prądowa spadku napięcia została ustawiona na Zk = 1,03 × ZTB . Jak widać, wprowadzone zakłócenie powoduje utratę stabilności generatorów. W zastosowanej kompensacji prądowej od straty napięcia układ, przy tych samych zakłóceniach, traci stabilność przy pełnym skompensowaniu transformatora.

4. WNIOSKI Układy kompensacji prądowej w układach regulacji generatorów powinny być nastawione na niezerowe wartości rezystancji i reaktancji. Pozwala to na pełniejsze wykorzystanie zdolności regulacyjnych generatora przy zmianach napięcia w sieci elektroenergetycznej. Załączenie układów kompensacji prądowej poprawia także stabilność statyczną generatorów i prowadzi do wzrostu wrażliwości generatora na zmiany napięcia w KSE. W stanach, w których występują niskie napięcia w KSE, generatory bez uruchomionych układów kompensacji prądowej znacznie wolniej dociążają się mocą bierną, a to skutkuje pogorszeniem warunków napięciowych w KSE.

BIBLIOGRAFIA 1. Model układów wzbudzenia i regulacji napięcia. Struktury układów wzbudzenia. Struktury regulatorów napięcia w KSE, PBZ-MEiN-1/2/2006, „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”. 2. Hellman W., Szczerba Z., Regulacja częstotliwości i napięcia w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 1978. 3. Lubośny Z., Małkowski R., Pochyluk R., Siodelski A., Szczerba Z., Wrycza M., Zajczyk R., Hierarchiczny wielopoziomowy układ sterowania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej w krajowym systemie elektroenergetycznym. Zadanie nr 1: Struktura oraz zasady sterowania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej, Projekt celowy 8T10B051 98C/99, Katedra Systemów Elektroenergetycznych PG, Gdańsk, czerwiec 2001. 4. Zajczyk R., Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badania elektromechanicznych stanów nieustalonych i procesów regulacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2003. 5. R. Zajczyk i inni, Zintegrowane modele matematyczne dla analiz technicznych różnych stanów systemu elektroenergetycznego, PBZ „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, 2008. 6. Szczerba Z., Automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej bloków wytwórczych, XIV Międzynarodowa Konferencja Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE ’09, Jurata 2009. 7. Komunikat PSE-Operator S.A. w sprawie raportu końcowego z badania awarii napięciowej w dniu 26 czerwca 2006 roku oraz programu działań podejmowanych dla zapobieżenia stanom zagrożenia w przyszłości. 8. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej; Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, wersja 1.2; Warszawa, 17 marca 2006. 9. Praca badawczo-rozwojowa: Analiza stanu obecnego i opracowanie zmian w układach regulacji napięcia i mocy biernej w elektrowniach, stacjach sieci przesyłowej i w sieciach rozdzielczych w celu zmniejszenia ryzyka powstania awarii napięciowych w systemie elektroenergetycznym. Etap II, wykonana dla PSE-Operator S.A.

INFORMACJE DLA AUTORÓW 5HGDNFMD SU]\MPXMH W\ONR QLJG\ ZF]HĂQLHM QLHSXEOLNRZDQH DUW\NXï\ .DĝG\ WHNVW SU]HVïDQ\ GR ķ$FWD (QHUJHWLFDĵ SRGGDZDQ\ MHVW UHFHQ]ML QDXNRZHM 2 NROHMQRĂFL SXEOLNDFML WHNVWöZ GHF\GXMH NROHJLXP UHGDNF\MQH 5HGDNFMD QLH RGV\ïD WHNVWöZ DXWRURP 0DWHULDï\ ļ EH]Z]JOÚGQLH VNïDGDMÈFH VLÚ ] FDïHJR SDNLHWX F]WHUHFK VNïDGRZ\FK DUW\NXï VWUHV]F]HQLH ELRJUDP IRWRJUDğH ļ SURVLP\ SU]HV\ïDÊ GURJÈ HOHNWURQLF]QÈ UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ UWAGA! : WUHĂFL H PDLOD QDOHĝ\ ]DZU]HÊ GDQH NRQWDNWRZH LPLÚ L QD]ZLVNR VWRSLHñ QDXNRZ\ QU WHO VWDFMRQDUQ\ L NRPöUNRZ\ RUD] DGUHV H PDLORZ\ $57<.8 ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ VWURQ ]QRUPDOL]RZDQHJR PDV]\QRSLVX F]FLRQND SXQNWöZ RG VWÚS PLÚG]\ ZLHUV]DPL NROXPQD ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') ľ =DSLV Z]RUöZ 3URVLP\ R XZDĝQH VWRVRZDQLH QRUP LQWHUSXQNF\MQ\FK 1D R]QDF]HQLH PQRĝHQLD Xĝ\ wamy znaku ×" " 3U]\NïDG\ ]DSLVX Z]RUöZ

ľ 3U]\SLV\ 1D GROH VWURQ\ 3U]\NïDG\ '] 8 QU SR] ] GQLD SDěG]LHUQLND U 2 W\FK SU]\NïDGDFK SLV]Ú Z NVLÈĝFH )LHGRU % *UDF]\N $ -DNXEF]\N = 5\QHN SR]ZROHñ QD HPLVMÚ ]DQLHF]\V]F]Hñ QD SU]\NïDG]LH 622 w energetyce SROVNLHM :\GDZQLFWZR (NRQRPLD L ¥URGRZLVNR %LDï\VWRN V ļ

ľ %LEOLRJUDğD 1D NRñFX WHNVWX 3U]\NïDG\ /DUVHQ ( 9 6ZDQQ ' $ $SSO\LQJ 3RZHU 6\VWHP 6WDELOL]HU ,((( 7UDQV 3RZHU $SSDU 6\VW YRO V ļ 0DGDMHZVNL . 6REF]DN % 7UÚEVNL 5 3UDFD RJUDQLF]QLNöZ Z XNïDGDFK UHJXODFML JHQHUDWRUöZ V\Q FKURQLF]Q\FK Z ZDUXQNDFK QLVNLFK QDSLÚÊ Z V\VWHPLH HOHNWURHQHUJHW\F]Q\P PDWHULDï\ NRQIHUHQF\MQH $3( ĳ *GDñVN

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

tica.org

energe www. acta