Acta Energetica Power Engineering Quarterly 2/11 (June 2012) by ENERGA SA

2/11 (2012)

YEAR 4

ISSN 2300-3022

Patronage Publisher

Patronage

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

ENERGA SA

Academic Consultants

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański | Sebastian Nojek

Statistical Editor

Paweł Szawłowski

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and Typesetting Art Design Maciej Blachowski Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

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

Electronic Media

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

Information about the oryginal version

Electronic edition of Acta Energetica is the original version of the journal, original version available on the website www.actaenergetica.org The journal is also available in hard copy. The journal is indexed in Polish Technical Journal Contents BazTech http://baztech.icm.edu.pl

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

From the Chief Editor 2012 is an important year for the future of the national power system. This year will see a kind of struggle for the future of this system in the regulatory area. This future depends on provisions of the law on RES renewable energy sources now drafted. These provisions, or more accurately, provisions of the law’s draft, raise hopes of some and fears of others. It is rather natural in complex socio-economic systems containing large power systems. An element that may significantly change the power system’s operation is the proposed elimination of the obligation to obtain a license for electricity generation in a micro-plant. If the notion of ”generator engaged in the business of small plant generation” used in the draft does not imply the current obligation to register the business, including the obligation to pay social security contributions, upon the law’s entry into force a large increase can be expected in the number of micro-plants with photovoltaic cells. These sources will be connected, among others, to residential electrical systems. Due to their locations, they will radically alter the load profiles of some energy consumers and will thereby alter the load profiles of MV substations that supply areas highly saturated with single-family houses, on the roofs of which these sources will be installed. If the development of such sources is similar to that observed in Germany, or in 2010 in the Czech Republic, it will pose a serious challenge to distribution system operators. This challenge can be regarded as a kind of a problem or as an impetus for the development of Smart Grid networks (the ”Smart Peninsula” project implemented by Energa Operator was described in issue 10. of Acta Energetica). This issue of Acta Energetica is dedicated to various issues related to the power system’s operation and control, including those related to the mass emergence of new energy sources, such as the aforementioned photovoltaic cells. These issues include Smart Grid, energy storage, electric cars, and voltage control. Enjoy reading! Zbigniew Lubośny Chief Editor of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Rok 2012 to rok ważny dla przyszłości krajowego systemu elektroenergetycznego. Rok, w którym rozegra się swego rodzaju walka o przyszłość tego systemu w sferze legislacyjnej. Przyszłość ta zależy bowiem od kształtu tworzonej właśnie ustawy o OZE, odnawialnych źródłach energii. Jej zapisy, a dokładnie zapisy projektu ustawy, budzą nadzieje jednych, a obawy drugich. Jest to niejako naturalne w złożonych systemach społeczno-gospodarczych, zawierających duże systemy elektroenergetyczne. Elementem, który w istotny sposób może zmienić funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego, jest propozycja eliminacji konieczności uzyskiwania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacjach. Jeżeli stosowane w projekcie ustawy pojęcie „wytwórca wykonujący działalność gospodarczą w zakresie małych instalacji” nie oznacza funkcjonującej obecnie konieczności rejestracji działalności gospodarczej, w tym m.in. konieczności odprowadzania składek na ZUS, można spodziewać się po wejściu ustawy w życie dużego przyrostu liczby mikroinstalacji z ogniwami fotowoltaicznymi. Źródła te będą przyłączane między innymi do domowych instalacji elektrycznych. Ze względu na lokalizację w radykalny sposób zmienią one profile obciążenia części odbiorców energii i tym samym zmienią profile obciążenia stacji elektroenergetycznych SN zasilających obszary o dużym nasyceniu domami jednorodzinnymi, gdzie na dachach źródła te będą instalowane. Jeżeli rozwój źródeł tego typu będzie zbliżony do obserwowanego w Niemczech czy w 2010 roku w Czechach, będzie on stanowił poważne wyzwanie dla operatorów systemów dystrybucyjnych. Wyzwanie to może być traktowane jako swego rodzaju problem lub jako impuls do rozwoju sieci typu Smart Grid (opis projektu „Inteligentny półwysep” realizowanego przez spółkę ENERGA Operator opublikowaliśmy w numerze 10 Acta Energetica). Niniejsze wydanie Acta Energetica poświęcone jest różnym zagadnieniom związanym z pracą i sterowaniem systemem elektroenergetycznym, również tym kwestiom, które będą związane z masowym pojawieniem się nowych źródeł energii, np. wspomnianych źródeł fotowoltaicznych. Zagadnienia te to: Smart Grid, zasobniki energii, samochody elektryczne oraz regulacja napięć. Zapraszam do lektury. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents CIM IN SMART GRID IMPLEMENTATION – USAGE SCENARIOS Piotr Czerwonka. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 ELECTRIC VEHICLES’ INFLUENCE ON SMART GRIDS Marta R. Jabłońska, Jerzy S. Zieliński. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 TECHNICAL, ECONOMIC AND LEGAL CONDITIONS OF THE DEVELOPMENT OF PHOTOVOLTAIC GENERATION IN POLAND Jerzy Majewski, Michał Szymanek . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 A CONCEPT OF AN ELECTRICITY STORAGE SYSTEM WITH 50 MWH STORAGE CAPA CITY Józef Paska, Mariusz Kłos, Paweł Antos, Grzegorz Błajszczak. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 COORDINATION OF VOLTAGE AND REACTIVE POWER CONTROL IN THE EXTRA HIGH VOLTAGE VOLTAGE SUBSTATIONS BASED ON THE EXAMPLE OF SOLUTIONS APPLIED IN THE NATIONAL POWER SYSTEM Dariusz Kołodziej, Jarosław Klucznik. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 COORDINATION OF BASELOAD POWER PLANT GROUP CONTROL WITH STATIC REACTIVE POWER COMPENSATOR CONTROL Zbigniew Szczerba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 ELECTRICITY DISTRIBUTION MANAGEMENT SMART GRID SYSTEM MODEL Wiesław Nowak, Wojciech Bąchorek, Szczepan Moskwa, Rafał Tarko, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch, Jarosław Łabno, Paweł Mazur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 PERSPECTIVE LOADS OF TRANSFORMER SUBSTATIONS AT DEVELOPMENT OF URBAN POWER SUPPLY SYSTEMS Svetlana Guseva, Olegs Borscevskis, Nataly Skobeleva, Lubov Petrichenko. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 GENERATION TECHNOLOGIES OF THE FUTURE FOR POLISH POWER SYSTEM Bolesław Zaporowski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 CIRCULAR FLOW DEVELOPMENT PROCESSES IN TRANSMISSION POWER NETWORKS Stanisław Ziemianek. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

Spis treści WSPÓLNY MODEL INFORMACYJNY CIM W REALIZACJI SIECI INTELIGENTNYCH – SCENARIUSZE ZASTOSOWAŃ Piotr Czerwonka....................................................................................................................................................................................................................... 9 WPŁYW POJAZDÓW ELEKTRYCZNYCH NA SIECI SMART GRID Marta R. Jabłońska, Jerzy S. Zieliński..................................................................................................................................................................................17 TECHNICZNE, EKONOMICZNE I PRAWNE UWARUNKOWANIA ROZWOJU ENERGETYKI FOTOWOLTAICZNEJ W POLSCE Jerzy Majewski, Michał Szymanek.......................................................................................................................................................................................27 KONCEPCJA ZASOBNIKA ENERGII ELEKTRYCZNEJ O ZDOLNOŚCI MAGAZYNOWANIA 50 MWh Józef Paska, Mariusz Kłos, Paweł Antos, Grzegorz Błajszczak........................................................................................................................................38 KOORDYNACJA REGULACJI NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ W STACJACH NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ NA PRZYKŁADZIE ROZWIĄZAŃ STOSOWANYCH W KSE Dariusz Kołodziej, Jarosław Klucznik.................................................................................................................................................................................48 KOORDYNACJA UKŁADU REGULACJI GRUPOWEJ ELEKTROWNI SYSTEMOWEJ I UKŁADU REGULACJI KOMPENSATORA STATYCZNEGO MOCY BIERNEJ Zbigniew Szczerba..................................................................................................................................................................................................................55 MODEL SYSTEMU SMART GRID ZARZĄDZANIA DYSTRYBUCJĄ ENERGII ELEKTRYCZNEJ Wiesław Nowak, Wojciech Bąchorek, Szczepan Moskwa, Rafał Tarko, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch, Jarosław Łabno, Paweł Mazur...............................................................................................................................................................65 PLANOWANIE OBCIĄŻEŃ STACJI TRANSFORMATOROWYCH PRZY ROZBUDOWIE MIEJSKICH SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH Svetlana Guseva, Olegs Borscevskis, Nataly Skobeleva, Lubov Petrichenko................................................................................................................78 PERSPEKTYWICZNE TECHNOLOGIE WTWÓRCZE DLA POLSKIEJ ELEKTROENERGETYKI Bolesław Zaporowski.............................................................................................................................................................................................................88 PROCESY KSZTAŁTOWANIA SIĘ PRZEPŁYWÓW CYRKULACYJNYCH W SIECIACH PRZESYŁOWYCH SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Stanisław Ziemianek..............................................................................................................................................................................................................98

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | 4–8

CIM in Smart Grid implementation – usage scenarios Author Piotr Czerwonka

Keywords Smart Grid, common information model, CIM

Abstract The paper consists of three parts: general presentation of Common Information Model (CIM), it’s application in solving selected power system problems and conclusions. CIM is an independent data model platform described in IEC 61970/61968 recommended for Smart Grid architectures. In current version it contains about 900 classes and 2650 native attributes, describing different aspects of energy domain. In general, CIM provides basis for modeling topologies of the power grid for transmission and power grid, exchange of messages among different stakeholders and standardized interface specification between different systems. Changing power infrastructure needs a new approach to Information and Communication Technologies. A lot of new services, utilities and use cases arrive and stakeholders within Smart Grid have to deal with interoperability and integration issues. Amount and kind of data exchanged between different systems will rise in result of increasing number of systems in Smart Grid. There is a need for international standardized semantic data model for data exchange between systems from different vendors. Such elegant solution would reduce cost of Smart Grid interoperability connected with integration efforts. The use of CIM can be the answer for this need. As a potential international standard it has wide acceptance of energy sector and is mentioned in many national standardization roadmaps for Smart Grid. It can be used to describe and exchange data about power grid topology, which is very important in building common map of energy infrastructure provided by many small and medium power vendors and power islands. The necessity of measurement data exchange, energy scheduling and reservation as a source for decision making and forecasting system is also a factor that can be described and solved by CIM usage.

CIM Introduction Power companies use a variety of different formats to store their data, whether it be asset and work scheduling information in a proprietary internal schema within a database, topological power system network data within a control system, or static files used by simulation software. While much of this data is only required within a company, there is often a need to exchange the data both internally between different applications and externally with other companies. The large number of proprietary formats used by these applications requires a myriad of translators to import and export the data between multiple systems. This exponential growth in complexity when integrating increasing numbers of applications and exchanging between multiple companies has driven 4

the requirement for a common format that covers all the areas of data exchange in the power electrical domain. The IEC standard 61970-301 [1] is a semantic model that describes the components of a power system at an electrical level and the relationships between each component. It defines the Common Information Model (CIM) base set of packages which provide a logical view of the physical aspects of an energy management system including SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Whilst there are multiple IEC standards dealing with different parts of the CIM, there is a single, unified normalized information model comprising the CIM behind all these individual standards documents. The IEC 61968-11 [2] extends this model to cover the other aspects of power system software data exchange such as asset

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | 4–8

tracking, work scheduling and customer billing. These two standards, 61970-301 and 61968-11 are collectively known as the Common Information Model (CIM) for power systems. CIM provides common agreement what data should be exchanged to facilitate the exchange of power system network data between companies and to allow the exchange of data between applications within a company.

CIM Short History and UCAIug role in CIM development The Electric Power Research Institute’s (EPRI) CIM was developed as a platform independent model for describing power systems and, in November 2003, was adopted as an IEC standard. Brief CIM history : • 1992 – Unified Information turned over a data model based on the EPRI OTS to the Control Center Application Program Interface (CCAPI) task Force with the understanding it would be turned into an industry standard model • 1993 to 1996 – The CCAPI task force expanded the data model with a primary goal of enabling use of plug compatible applications to help protect utility investment in applications • 1996 – The CIM was turned over to IEC Technical Committee 57, Working Group 13&14, where it is advancing through the standards process. It covers both electric utility transmission and distribution business operations • 2000 – The North American Electric Reliability Corporation (NERC) mandates CIM and first IOP test • 2003 – ISO/RTO Council and EPRI sponsored an initiative to expand CIM into Market Operations, a.k.a. CME, followed by extensions for Planning and Dynamics • 2005 – First edition of IEC 61970-301 CIM Base • 2005 – CIM Users Group established under UCA Users Group • 2008 – CIM adopted by Union for the Coordination of Transmission of Electricity UCTE • 2009 – National Institute of Standard and Technology NIST identifies CIM as key standard for Smart Grid interoperability • 2010 – ENTSO-E migrates to CIM and holds first Interoperability OIP test. CIM as a standard is still evolving and adjusting to market expectations and power vendors needs. Utility users and supplier companies work closely within UCA International Users Group to enable utility integration through the deployment of open standards by providing a forum in which the various stakeholders in the utility industry can work cooperatively together as members of a common organization to: • Influence, select, and/or endorse open and public standards appropriate to the utility market based upon the needs of the membership. • Specify, develop and/or accredit product/system-testing programs that facilitate the field interoperability of products and systems based upon these standards. • Implement educational and promotional activities that increase awareness and deployment of these standards in the utility industry. There are about 170 companies and institutions from around the

world in CIMug (CIM user group) – a member group of UCAIug, focused on deployment, testing and enhancing CIM.

Building grid map and model exchange The standard that defines the core packages of the CIM is IEC 61970-301, with a focus on the needs of electricity transmission, where related applications include energy management system, SCADA, planning and optimization. The IEC 61968 series of standards extend the CIM to meet the needs of electrical distribution, where related applications include distribution management system, outage management system, planning, metering, work management, geographic information system, asset management, customer information systems and enterprise resource planning. CIM offer object approach to describing grid topology in IEC 61970-301. Almost every equipment can be described by collection of objects and connections between them. Using classes from CIM model, for example [3]: • Breaker • PowerTransformer • Fuse • HydroPowerPlant • BaseVoltageLevel we are able to make consistent and based on standards network topology document. For example, power transformer is set of components within PowerTransformer container class. Two winding power transformer becomes two TransformerWinding objects within PowerTransformer container. If transformer contain tap changer then additional TapChanger object is assosiated with coresponding TransformerWinding object. The PowerTransformer and TransformerWinding classes have an aggregation relationship, thus PowerTransformer can contain 1 or more TransformerWindings whitch in turn can be made up of 0 or more TapChangers. The connections from transformers to the network are made from TransformerWindings that inherits from ConductingEquipment class.

Fig. 1. UML descirption of classes in CIM model describing Power Transformer

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | 4–8

Classes contain attributes, that provide additional data about state and features of object. TapChanger class is described among other things by: • highStep Highest possible tap step position, advance from neutral • lowStep Lowest possible tap step position, retard from neutral • initialDelay For an LTC, the delay for initial tap changer operation (first step change) • stepPhaseShiftIncrement Phase shift per step position. A positive value indicates a positive phase shift from the winding where the tap is located to the other winding (for a two-winding transformer) • stepVoltageIncrement Tap step increment, in per cent of nominal voltage, per step position. The IEC 61970-501 [4] and 61970-452 standards define an XML format for network model exchanges using RDF [5, 6, 7]. We are able to store and exchange data about network topology in XML as a platform and transport protocol independent and collect data from equipment in one, unified format. Many equipment manufacturers like ABB, Siemens, GE took part in CIMug from early stage of CIM development, thus CIM is recognized as an accepted standard for data exchange. ENTSO-E for example successfully established an own CIM-based proﬁle for the exchange of system operations and system studies. The purpose of the CIM profile document is to define how members of ENTSO-E, using software from different vendors, will exchange network modeling information as required by ENTSO-E business activities. This standard is limited to describing the interface between members’ software. It does not govern any activity or dictate any software design within a member’s software systems. The profile defines data exchange format in sufficient detail allowing software developers to conform to the standard and thereby interoperate as ENTSO-E requires. It is a basis to gain few essential goals: • accurate assessment of grid reliability • appropriate, timely response to insecure conditions • minimize data duplication • make data avaliable across organizations • increase information avaliability • organize critical data • avoid manual work-intense integration efforts. To achieve it, we must have: • Accurate, up-to-date network models. • Consistent network models (at each responsible site) CIM is a way to complete these goals.

Service integration As well as exchanging full power system model data as CIM RDF XML [5], the other main application of the CIM is as a common semantic model for enterprise application integration. It’s quite easy to imagine, that in company that deal with production, transmission and distribution of energy, there are dozens of applications responsible for pieces of process that makes company working and operational. In case of necessity of data exchange among different systems and hardware equipment from different vendors, we can come to the point, where a lot of 6

resources is spent on non-profit operations – data transformation and protocols translation. Expanding of existing infrastructure lead to adding new software components and interfaces, and makes data access infrastructure very complicated. It’s not very uncommon to meet these unwelcomed conditions in system evolution: • isolated applications • business and operations system separated • lack of standards • conflicting standards • standards not used. CIM give us a solution to these problems with concept of Enterprise Message Bus. Using middleware services (like web services), this provides a mechanism for applications to communicate using a pre-defined message format and requires only a single interface to be written for each application. Basic idea is to use the generic interface deﬁnition (GID) to provide standardized interfaces and the common information model (CIM) to handle standardized data models. CIM provides also extensions that cover not only transmission part of power system software. There are few interesting specification that extend amount of standard messages being exchanged through Message Bus and thus can help unify and integrate enterprise-wide Information system: • IEC 61968-3 Application integration at electric utilities – System interfaces for distribution management – Part 3: Interface for network operations Specifies the information content of a set of message types that can be used to support many of the business functions related to network operations. Typical uses of the message types defined in this part include data acquisition by external systems, fault isolation, fault restoration, trouble management, maintenance of the plant, and the commissioning of the plant. • IEC 61968-4 ed1.0 Application integration at electric utilities – System interfaces for distribution management – Part 4: Interfaces for records and asset management Specifies the information content of a set of message types that can be used to support many of the business functions related to records and asset management. Typical uses of the message types include network extension planning, copying feeder or other network data between systems, network or diagram edits and asset inspection. • IEC 61968-9 Application integration at electric utilities – System interfaces for distribution management – Part 9: Interfaces for meter reading and control Specifies the information content of a set of message types that can be used to support many of the business functions related to meter reading and control. Typical uses of the message types include meter reading, meter control, meter events, customer data synchronization and customer switching. Although intended primarily for electrical distribution networks, IEC 61968-9 can be used for other metering applications, including non-electrical metered quantities necessary to support gas and water networks. The more complete list of 61986 package can be found on fig. 2. System integration with unified set of interfaces give us

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | 4–8

opportunity to easily enhance data model with additional component. Having access to integrated network topology model, information about assets, outages, GIS, energy generation and distribution information we are given the tool that

can be used to: • Forecast supply and demand • Simulate power grid behavior on the basis of existing system • Plan more precisely outages and network extensions.

Distribution Management Business Functions

Business Functions External To Distribution Management

Network Operations

Records & Asset Management

Operational Planning & Organization

Maintenance & Construction

Energy Management & Energy Trading

Retail

Supply Chain & Logistics

Inrerface Standard: Part 3

Inrerface Standard: Part 4

Inrerface Standard: Part 5

Inrerface Standard: Part 6

Inrerface Standard: Part 10

IEC 61968 Compliant Middleware Services

Inrerface Standard: Part 7

Inrerface Standard: Part 8

Inrerface Standard: Part 9

Inrerface Standard: Part 10

Network Extension Planning

Customer Support

Meter Reading & Control

Financial

Customer Account Management

Premises

Human Resources

Electric Distribution Network Planning, Constructing, Maintaining, and Operating

Generation and Transmission Management, Enterprose Resource Planning, Supply Chain, and General Corporate Service

Fig. 2. IEC 61968 Packages [8]

Performing market operations The CIM already enables the possibility to model a detailed energy network as well as to support the administration of customer, billing and other energy market operations. These operations in domain of one TSO can be easily managed. Scale of complexity increase when we deal with open market and processes that cross boundaries of TSOs and countries. Market unbundling has distributed Business Processes across various energy stakeholders, typically: • scheduling • capacity allocation and nomination • reserve management • customer switching • settlement Calculations. CIM Extension IEC 61970-302 [9] contains packages that describe essential data for main businness processes related to energy market operations. These topics include: • financial (This package is responsible for Settlement and Billing. These classes represent the legal entities who participate in formal or informal agreements) • energy scheduling (This package provides the capability to schedule and account for transactions for the exchange of electric power between companies. It includes

transations for megawatts which are generated, consumed, lost, passed through, sold and purchased. These classes are used by Accounting and Billing for Energy, Generation Capacity, Transmission, and Ancillary Services.) • reservations (This package includes information for Transaction Scheduling for Energy, Generation Capacity, Transmission, and Ancillary Services). In the past, CIM was only mandatory for market communications regarding topology exchange within the US. CME (CIM Market Extensions) was mainly north American vision of the market in 2003. Currently IEC TC 57 – WG16 “Deregulated Energy Market Communications” is working[9][10] to develop standards for Electricity Market Communications for: • Market Participants to Market Operator • Intra Market Operator. European sub-team of WG16 is working in formal liaison with ENTSO-E and ebIX on CIM Market Extensions for European Union. This cooperation should guide to mapping of existing ETSO electronic data exchanges: • ENTSO-E Scheduling System – ESS • ENTSO-E Settlement Process – ESP 7

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | 4–8

• E NTSO-E Reserve Resource Process – ERRP • ENTSO-E Capacity Allocation and Nomination – ECAN. • to CIM data exchanges. Benefits from this work would be shown in standard 62325 make into consideration features of “European Style” energy market: • Day Ahead Markets: Bilateral • Intra-day Markets • Balancing Markets • Collaboration with ENTSO-e.

on application level. It has largely spread in North America, Europe and Asia and is considered to be one of the core standards of the future Smart Grid which is widely accepted by the most important standardization initiatives for the Smart Grid. All parts of IEC 61970 and IEC 61968 standard series are under continuously development and we can expect new versions of both in next two years.

REFERENCES

Energy Scheduling

Market Operations

Reservation

Financials

North American IEC Profile

WG-14-61968 CIM Distribution Part

WG-16-6235 CIM Market Extensions

WG-13-61970 CIM Transmission Part

European IEC Profile

ENTSO-E ESS

ENTSO-E ECAN

ENTSO-E ERRP

ENTSO-E ESP

Fig. 3. Mapping 62325 CME to European and North American IEC market profile

Conclusion The CIM has proven to be a good example on how to standardize semantics for the better exchange of data between various systems and cope with different challenges when to integrate

1. 61970-301 Ed. 2: Energy management system application program interface (EMS-API) – Part 301: Common information model (CIM) base, IEC Std., 2009. 2. 61968-11 Ed. 1: System Interfaces for Distribution Management – Part 11: Distribution Information Exchange Model, IEC Std., 2008. 3. McMorran A., An Introduction to IEC 61970-301 & 61968-11: The Common Information Model, 2007. 4. 61970-501 Ed. 1: Energy management system application program interface (EMS-API) – Part 501: Common Information Model Resource Description Framework (CIM RDF) schema, IEC Std., 2006. 5. IEC 61968-13 ed1.0 Application integration at electric utilities – System interfaces for distribution management – Part 13: CIM RDF Model exchange format for distribution, IEC Std., 2008. 6. Schwarz K., IEC 61850, IEC 61400-25, and IEC 61970: Information models and information exchange for electric power systems, 2004. 7. deVos A., Widergren S.E., Zhu J., XML for CIM model exchange, 2001. 8. Britton J., Introduction to CIM, CIM University, San Francisco, USA, 11 October 2010. 9. Effantin C., Cim Market Extensions for EU, CIM User Group Meeting, San Francisco, October 2010. 10. ENTSO-E, “Common Information Model (CIM) model exchange profile”, 2009.

Piotr Czerwonka Łódź University e-mail: P.Czerwonka@synergyplus.uni.lodz.pl A student at the Faculty of Management, Łódź University, where he is employed in the management and development of the faculty’s server infrastructure. His scientific interests are focused on advanced telecommunication technologies and large data volume processing, especially in intelligent networks.

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 4–8

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

Wspólny model informacyjny CIM w realizacji sieci inteligentnych – scenariusze zastosowań Autor

Piotr Czerwonka

Słowa kluczowe

Smart Grid, sieci inteligentne, CIM

Streszczenie

Artykuł ten składa się z trzech części: z ogólnej prezentacji wspólnego modelu informacyjnego (CIM, Common Information Model), jego zastosowania w rozwiązywaniu wybranych problemów systemu elektroenergetycznego i z wniosków. CIM jest niezależną platformą modelu danych opisaną w normach PN-EN (IEC) 61970/61968 i zalecaną dla architektury sieci inteligentnych (Smart Grid). W obecnej wersji zawiera ok. 900 klas i 2650 rodzimych atrybutów opisujących różne aspekty dziedziny energetyki. CIM stanowi podstawę do modelowania topologii elektroenergetycznej sieci przesyłowej oraz systemu elektroenergetycznego, wymiany wiadomości między różnymi zainteresowanymi stronami oraz znormalizowanej specyfikacji interfejsu pomiędzy różnymi systemami.

Zmieniająca się infrastruktura elektroenergetyczna wymaga nowego podejścia do technologii informacyjnych i komunikacyjnych. Pojawia się wiele nowych usług, przedsiębiorstw energetycznych i sposobów użytkowania, a zainteresowane strony mają do czynienia z zagadnieniami interoperacyjności i integracji w ramach sieci inteligentnych. Ilość i rodzaj danych wymienianych między różnymi systemami będzie rosnąć w wyniku wzrostu liczby systemów w sieci inteligentnej. Istnieje potrzeba międzynarodowego, znormalizowanego semantycznego modelu danych w celu wymiany danych między systemami pochodzącymi od różnych dostawców. Takie rozwiązanie obniżyłoby koszty interoperacyjności sieci inteligentnych związane ze staraniami na rzecz integracji. Zastosowanie modelu CIM może stanowić odpowiedź na tę potrzebę. Jako potencjalna norma międzynarodowa jest on powszechnie akceptowany w sektorze energetycznym i uwzględniany w wielu krajach w planach normalizacyjnych dla sieci inteligentnych. Można go stosować do opisu i wymiany danych o topologii sieci elektroenergetycznej, co jest bardzo ważne w budowaniu wspólnej mapy infrastruktury energetycznej dostarczanej przez wielu małych i średnich dostawców branżowych i wysp elektroenergetycznych. Konieczność wymiany danych pomiarowych, harmonogramów energetycznych oraz zastrzeżeń i rezerwacji jako źródło dla systemu podejmowania decyzji i prognozowania to także czynnik, który można opisać i rozwiązać, stosując CIM. 1. Wprowadzenie do wspólnego modelu informacyjnego CIM Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne stosują wiele różnych formatów do przechowywania swych danych, zarówno informacji dotyczących planowania aktywów i pracy w wewnętrznych firmowych systemach baz danych, danych topologii sieci

systemu elektroenergetycznego w systemach sterowania, jak i plików statycznych używanych przez oprogramowanie symulacyjne. Chociaż wiele z tych danych wykorzystuje się jedynie w ramach jednej firmy, często zachodzi potrzeba ich wymiany, zarówno wewnątrz niej, pomiędzy różnymi aplikacjami, jak i na zewnątrz, z innymi firmami. Tak znaczna liczba wykorzystywanych przez te aplikacje formatów firmowych wymaga mnóstwa translacji przy imporcie i eksporcie danych między wieloma systemami. Ten wykładniczo rosnący, przy integracji coraz większej liczby aplikacji i wymianie pomiędzy wieloma firmami, stopień komplikacji doprowadził do potrzeby stworzenia wspólnego formatu, który objąłby wszystkie obszary wymiany danych w dziedzinie elektroenergetyki. Norma PN-EN (IEC) 61970–301 [1] to model semantyczny, który opisuje elementy systemu elektroenergetycznego na poziomie elektrycznym i relacje pomiędzy nimi. Definiuje wspólny model informacyjny (CIM, Common Information Model) jako podstawowy zestaw pakietów zapewniający logiczny obraz fizycznych aspektów systemu zarządzania energią, kontroli nadzorczej i zbierania danych (SCADA, Supervisory Control and Data Acquisition). Chociaż istnieje wiele norm PN-EN/IEC odnoszących się do różnych części CIM, jest tylko jeden wspólny znormalizowany model informacyjny CIM, którego dotyczą wszystkie te dokumenty normalizacyjne. Norma PN-EN (IEC) 61968–11 [2] rozszerza ten model, tak aby obejmował inne aspekty wymiany danych oprogramowania systemu elektroenergetycznego, takie jak śledzenie aktywów, planowanie prac i rozliczenia z klientami. Obie te normy, 61970–301 oraz 61968– 11, łącznie określa się jako Wspólny Model Informacyjny CIM dla systemów

elektroenergetycznych. CIM umożliwia uzgodnienie, które dane należy wymieniać, aby ułatwić wymianę danych sieci i systemu elektroenergetycznego pomiędzy firmami oraz umożliwić wymianę danych między aplikacjami w ramach firmy. 2. Krótka historia modelu CIM i rola UCA International User Group w jego opracowaniu Model CIM powstał w Instytucie Badawczym Elektroenergetyki (EPRI, Electric Power Research Institute) jako niezależny od platformy model do opisu systemów elektroenergetycznych i w listopadzie 2003 r. został przyjęty jako norma IEC. Krótka historia Modelu CIM: • 1992 – firma Unified Information przekazała grupie zadaniowej ds. interfejsu programowego aplikacji centrum sterowania (CCAPI, Control Center Application Program Interface) model danych oparty na modelu EPRI OTS, oczekując, że stanie się on standardem branżowym • 1993–1996 – grupa zadaniowa CCAPI rozszerzyła ten model danych, przede wszystkim w celu umożliwienia wykorzystania zgodnych sprzętowo aplikacji, aby pomóc przedsiębiorstwom energetycznym w ochronie ich inwestycji w aplikacje • 1996 – model CIM przekazano do Komitetu Technicznego 57 IEC, grup roboczych 13 i 14, gdzie przeszedł proces przekształcania go w normę. Obejmuje on zarówno działalność przesyłową, jak i dystrybucyjną przedsiębiorstw elektroenergetycznych • 2 0 0 0 – Pó ł no c no ame r y k ańsk a Korporacja Niezawodności w Elektroenergetyce (NERC, The North American Electric Reliability Corporation) oficjalnie uznała CIM i pierwszy test interoperacyjności IOP

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 4–8

• 2003 – Rada ISO/RTO oraz EPRI sponsorowały inicjatywę na rzecz rozszerzenia CIM na operacje rynkowe, tzw. CME, a następnie na dziedziny planowania i dynamiki • 2005 – pierwsze wydanie podstawowej normy CIM, IEC 61970–301 • 2005 – utworzono grupę użytkowników CIM w ramach grupy użytkowników UCA • 2008 – CIM zostaje przyjęty przez Unię dla Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej (UCTE, Union for the Coordination of Transmission of Electricity) • 2009 – Narodowy Instytut Standaryzacji i Technologii (NIST, National Institute of Standard and Technology) wskazuje CIM jako główną normę interoperacyjności sieci inteligentnych • 2010 – Stowarzyszenie Europejskich Operatorów Systemów Przesyłowych ENTSO-E przechodzi CIM i przeprowadza pierwszy test interoperacyjności OIP. CIM jako norma nadal ewoluuje i dostosowuje się do oczekiwań rynku i potrzeb dostawców w branży elektroenergetycznej. Użytkownicy energii i firmy dostawcze ściśle współpracują w ramach Międzynarodowej Grupy Użytkowników UCA, aby umożliwić integrację tej branży poprzez wdrażanie otwartych standardów, tworząc forum, na którym różni jej uczestnicy mogą współpracować jako członkowie wspólnej organizacji w celu: • wpływania na tworzenie, wyboru oraz popierania otwartych i publicznych standardów odpowiednich dla branży energetycznej i odpowiadających ich potrzebom • określania specyfikacji, opracowania i akredytacji programów testujących wyroby/systemy, które ułatwiają ich interoperacyjność na podstawie tych standardów • podejmowania działań edukacyjnych i promocyjnych, które zwiększają świadomość tych standardów i ich zastosowanie w branży energetycznej. CIMug (grupa użytkowników CIM), grupa członkowska forum użytkowników UCAIug ukierunkowana na wdrażanie, testowanie i doskonalenie modelu CIM, skupia około 170 firm i instytucji z całego świata. 3. Odwzorowanie sieci i wymiana modeli Podstawowe pakiety CIM definiuje norma PN-EN (IEC) 61970–301, która koncentruje się na potrzebach przesyłu energii elektrycznej, gdzie odnośne zastosowania to system zarządzania energią, SCADA oraz planowanie i optymalizacja. Seria norm PN-EN (IEC) 61968 rozszerza model CIM, tak aby odpowiadał potrzebom dystrybucji energii elektrycznej, gdzie odnośne zastosowania to system zarządzania dystrybucją, system zarządzania wyłączeniami, planowanie, pomiar, organizacja pracy, system informacji geograficznej, zarządzanie aktywami, systemy informacji o klientach oraz planowanie zasobów przedsiębiorstwa. CIM oferuje podejście obiektowe do opisu topologii sieci w normie PN-EN (IEC) 61970–301. Prawie wszystkie urządzenia można opisać jako zbiory obiektów i połączenia pomiędzy nimi. Używając klas z modelu CIM, na przykład [3]:

• wyłącznik • transformator mocy • bezpiecznik • elektrownia wodna • podstawowy poziom napięcia można sporządzać spójne i oparte na standardach dokumenty topologii sieci. Na przykład transformator mocy to zbiór elementów w klasie zbiorczej transformator mocy. Dwuuzwojeniowy transformator mocy staje się dwoma obiektami typu uzwojenie transformatora w kontenerze transformator mocy. Jeśli transformator wyposażony jest w przełącznik zaczepów, wówczas z odpowiadającym mu obiektem uzwojenie transformatora kojarzy się dodatkowy obiekt: przełącznik zaczepów. Pomiędzy klasami transformator mocy oraz uzwojenie transformatora zachodzi stosunek agregacji, czyli transformator mocy może zawierać jedno lub więcej uzwojenie transformatora, które z kolei może się składać z zera lub więcej przełączników zaczepów. Transformator łączy się z siecią z uzwojenia transformatora i połączenie to pochodzi z klasy urządzenia przewodzące.

Rys. 1. Opis klas UML w modelu CIM transformatora mocy

Klasy zawierają atrybuty, które dostarczają dodatkowych informacji o stanie i cechach obiektu. Klasę przełącznik zaczepów opisują m.in. następujące atrybuty: • highStep: najwyższa możliwa pozycja przełącznika zaczepów, ponad punkt neutralny • lowStep: najniższa możliwa pozycja przełącznika zaczepów, poniżej punktu neutralnego • initialDelay: dla przełącznika zaczepów pod obciążeniem, zwłoka czasowa przed pierwszą czynnością zmiany zaczepów (pierwszą zmianą zaczepu) • stepPhaseShiftIncrement: przesunięcie fazowe na jedną zmianę pozycji zaczepu. Wartość dodatnia oznacza dodatnie przesunięcie fazowe od uzwojenia, na którym umieszczony jest zaczep, do innego uzwojenia (dla transformatorów dwuuzwojeniowych) • stepVoltageIncrement: przyrost napięcia przy zmianie zaczepu o jedną pozycję, w procentach napięcia znamionowego. Normy PN-EN (IEC) 61970–501[4] oraz 61970–452 definiują format XML do wymiany modeli sieciowych przy użyciu RDF [5, 6, 7]. Można przechowywać i wymieniać dane topologii sieci w formacie XML niezależnie od platformy i protokołu oraz zbierać dane z urządzeń w jednym, ujednoliconym formacie. Wielu producentów urządzeń, np. ABB,

Siemens i GE, brało udział w CIMug od wczesnego etapu tworzenia CIM, a więc model CIM jest uznawany i akceptowany jako standard wymiany danych. Stowarzyszenie ENTSO-E ustanowiło własny, oparty na CIM, profil dla wymiany operacji i studiów systemowych. Celem tego profilu CIM jest zdefiniowanie sposobu, w jaki członkowie ENTSO-E, używający oprogramowania różnych producentów, będą wymieniać informacje dotyczące modelowania sieci, jakich wymaga działalność ENTSO-E. Standard ten ogranicza się do opisu interfejsu między oprogramowaniem członków. Nie reguluje żadnej działalności ani nie narzuca żadnego wzoru oprogramowania do stosowania w systemach oprogramowania członków. Profil ten definiuje format wymiany wystarczająco szczegółowo, aby twórcy oprogramowania mogli dostosować się do tego standardu, a tym samym współdziałać tak, jak tego wymaga ENTSO-E. Jest to podstawa do osiągnięcia kilku podstawowych celów: • dokładnej oceny niezawodności sieci • odpowiedniej i terminowej reakcji na warunki niepewne • zminimalizowania powielania danych • udostępniania danych w całych instytucjach • zwiększenia dostępności informacji • uporządkowania danych o znaczeniu krytycznym • uniknięcia pracochłonnych działań integracyjnych. Aby to osiągnąć, potrzebne są: • dokładne i aktualne modele sieci • spójne modele sieci (w każdej placówce odpowiedzialnej). Wspólny Model Informacyjny CIM to sposób, aby osiągnąć te cele. 4. Integracja usług Innym, obok wymiany pełnych danych modelu systemu elektroenergetycznego jako CIM RDF XML [5], podstawowym zastosowaniem modelu CIM jest wspólny model semantyczny w celu integracji aplikacji w przedsiębiorstwach. Dość łatwo sobie wyobrazić, że w przedsiębiorstwie zajmującym się wytwarzaniem, przesyłem i dystrybucją energii są dziesiątki aplikacji odpowiedzialnych za fragmenty procesu, który sprawia, że przedsiębiorstwo to działa i funkcjonuje. W przypadku konieczności wymiany danych pomiędzy różnymi systemami i urządzeniami różnych producentów można dojść do punktu, w którym wiele środków przeznacza się na działania nieprzynoszące zysku – transformację danych i translację protokołów. Rozbudowa istniejącej infrastruktury prowadzi do dodawania nowych komponentów oprogramowania i interfejsów i bardzo komplikuje infrastrukturę dostępową. Często ewolucja systemu napotyka na następujące niepożądane zjawiska: • izolowane aplikacje • odrębne systemy biznesowe i operacyjne • brak standardów • niezgodność standardów • niestosowane standardy.

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 4–8

Model CIM dostarcza rozwiązania tych problemów dzięki koncepcji magistrali komunikacyjnej przedsiębiorstwa (ESB, Enterprise Message Bus). Wykorzystując usługi warstwy pośredniej (np. usługi sieci www), zapewnia ona mechanizm komunikacji aplikacji przy użyciu uprzednio zdefiniowanego formatu wiadomości i wymaga napisania tylko jednego interfejsu dla każdej aplikacji. Podstawowe założenie polega na wykorzystaniu ogólnej definicji interfejsu (GID) do zapewnienia znormalizowanych interfejsów oraz wspólnego modelu informacyjnego (CIM) do obsługi znormalizowanych modeli danych. CIM zapewnia także rozszerzenia, które pokrywają nie tylko część przesyłową oprogramowania systemu elektroenergetycznego. Jest kilka interesujących specyfikacji, które rozszerzają liczbę znormalizowanych komunikatów wymienianych poprzez magistralę komunikacyjną, a tym samym mogą przyczynić się do ujednolicenia i integracji systemu informacyjnego w całym przedsiębiorstwie: • PN-EN 61968–3 Integracja aplikacji w przedsiębiorstwach elektroenergetycznych – Interfejsy systemowe do zarządzania dystrybucją – Część 3: Interfejs do prowadzenia ruchu sieci. Określa treść informacyjną zestawu

typów komunikatów, które można wykorzystać do wsparcia wielu funkcji biznesowych odnoszących się do operacji sieciowych. Do typowych zastosowań typów komunikatów zdefiniowanych w tej części należy zbieranie danych przez systemy zewnętrzne, wyodrębnianie awarii, przywracanie stanu sprzed awarii, zarządzanie w razie problemów, utrzymanie obiektów oraz ich uruchamianie. • PN-EN 61968–4: 2008 Integracja aplikacji w przedsiębiorstwach elektro energetycznych – Interfejsy systemu dla zarządzania dystrybucją – Część 4: Interfejsy dla ewidencji środków trwałych i zarządzania nimi. Określa treść informacyjną zestawu typów komunikatów, które można wykorzystać do wsparcia wielu funkcji biznesowych odnoszących się do ewidencji środków trwałych i zarządzania nimi. Do typowych zastosowań typów komunikatów zdefiniowanych w tej części należy planowanie rozwoju sieci, powielanie pomiędzy systemami danych sieciowych i danych o wyposażeniu pól, edycja schematów sieci i przegląd środków trwałych. • PN-EN 61968–9 Integracja aplikacji w przedsiębiorstwach elektroenergetycznych – Interfejsy systemowe do zarządzania dystrybucją – Część 9: Interfejsy do odczytu liczników i ich nadzoru. Określa treść informacyjną zestawu

typów komunikatów, które można wykorzystać do wsparcia wielu funkcji biznesowych odnoszących się do odczytu liczników i ich nadzoru. Do typowych zastosowań typów komunikatów zdefiniowanych w tej części należy odczyt liczników, ich nadzór, zdarzenia licznikowe, synchronizacja danych odbiorców i przełączenie odbiorców. Chociaż norma PN-EN 61968–9 była przeznaczona przede wszystkim dla elektroenergetycznych sieci rozdzielczych, można z niej korzystać w innych zastosowaniach pomiarowych, w tym również pomiarach wielkości nieelektrycznych niezbędnych do obsługi sieci gazowych i wodnych. Bardziej wyczerpujący wykaz zawartości pakietu 61986 można znaleźć na rys. 2. Integracja systemu z ujednoliconym zestawem interfejsów umożliwia łatwe wzbogacenie modelu danych o dodatkowe składniki. Dysponując zintegrowanym modelem topologii sieci, danymi środków trwałych, wyłączeń, GIS, wytwarzania i dystrybucji energii, uzyskujemy narzędzie, które można wykorzystać do: • prognozowania podaży i popytu • symulacji zachowania sieci elektroenergetycznej na podstawie obecnego systemu • bardziej precyzyjnego planowania wyłączeń i rozbudowy sieci.

W ramach systemu jednego OSP tymi operacjami można łatwo zarządzać. Skala złożoności wzrasta, gdy mamy do czynienia z rynkiem otwartym i procesami, które przekraczają granice systemu jednego OSP i kraju. Uwolnienie rynku polega na rozłożeniu procesów biznesowych pomiędzy

różnych interesariuszy w sektorze energetycznym, zazwyczaj dotyczy to: • planowania • alokacji i nominacji zdolności produkcyjnych • zarządzania rezerwami • przełączania odbiorców

Rys. 2. Pakiety norm PN-EN (IEC) 61968 [8]

5. Wykonywanie operacji rynkowych Model CIM już teraz umożliwia szczegółowe modelowanie sieci elektroenergetycznej, a także wsparcie administrowania klientami, rozliczeń z nimi oraz innych operacji na rynku energii.

P. Czerwonka | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 4–8

• obliczeń w celu rozliczeń z odbiorcami. Rozszerzenie modelu CIM wg normy PN-EN (IEC) 61970–302[9] zawiera pakiety, które opisują podstawowe dane dla głównych procesów biznesowych związanych z operacjami na rynku energii. Do tematów tych należą: • finanse (pakiet ten odpowiada za rozliczenia i fakturowanie; klasy te reprezentują podmioty prawne uczestniczące w porozumieniach formalnych lub nieformalnych) • planowanie energetyczne (pakiet ten umożliwia planowanie i rozliczanie transakcji dotyczących wymiany energii elektrycznej pomiędzy przedsiębiorstwami; obejmuje transakcje na mocach generowanych, zużywanych, traconych, przepuszczanych, sprzedawanych i kupowanych; klasy te wykorzystywane są przez rachunkowość i fakturowanie energii, zdolności wytwórcze, przesył oraz usługi pomocnicze) • zastrzeżenia (pakiet ten zawiera dane do planowania transakcji energetycznych, zdolności wytwórczych, przesyłu oraz usług pomocniczych). W przeszłości model CIM obowiązywał tylko w komunikacji rynkowej dotyczącej wymiany topologii w USA. CME (Rozszerzenie Rynkowe Modelu CIM) odnosiło się głównie do rynku energii w Ameryce Północnej w 2003 r. Obecnie

Rys. 2. Pakiety norm PN-EN (IEC) 61968 [8]

Piotr Czerwonka

grupa zadaniowa IEC TC 57 – WG16 „Komunikacja na zderegulowanym rynku energii” opracowuje [9, 10] standardy komunikacji na rynku energii elektrycznej dla: • uczestników rynku z operatorem rynku • operatora wewnątrzrynkowego. Europejska podgrupa grupy WG16 pracuje w ramach formalnego porozumienia ze stowarzyszeniem ENTSO-E i forum ebIX nad Rozszerzeniem Rynkowym Modelu CIM dla Unii Europejskiej. Współpraca ta powinna doprowadzić do odwzorowania systemów i procesów elektronicznej wymiany danych obecnych w stowarzyszeniu ETSO: • ENTSO-E ESS System planowania (Scheduling System) • ENTSO-E ESP Proces rozliczeń (Settlement Process) • ENTSO-E ERRP Proces zasobów rezerwowych (Reserve Resource Process) • ENTSO-E ECAN Alokacja i nominacja zdolności produkcyjnych (Capacity Allocation and Nomination) w postaci wymiany danych CIM. Korzyści z tej pracy uwidocznione w normie 62325 uwzględniają charakterystykę rynku energetycznego w „stylu europejskim”: • rynki dnia następnego: dwustronne • rynki dnia bieżącego • rynki bilansujące • współpraca z ENTSO-E.

Wnioski Model CIM okazał się dobrym przykładem tego, jak normalizować semantykę w celu usprawnienia wymiany danych pomiędzy różnymi systemami i jak radzić sobie z różnymi wyzwaniami, gdy dochodzi do integracji na poziomie aplikacji. W dużej mierze upowszechnił się w Ameryce Północnej, Europie i Azji, gdzie uważany jest za jeden z podstawowych standardów przyszłej sieci inteligentnej i powszechnie uznawany przez najważniejsze inicjatywy normalizacyjne w tym zakresie. Wszystkie części serii norm PN-EN (IEC) 61970 i PN-EN (IEC) 61968 są ciągle rozwijane i oczekuje się nowych wersji ich obu w najbliższych dwóch latach.

Bibliografia 1. PN-EN 61970–301:2012, Interfejs aplikacji systemów zarządzania energią (EMS-API) – Część 301: Podstawa wspólnego modelu informacyjnego (CIM). 2. PN-EN 61968–11:2011, Interfejsy systemowe do zarządzania dystrybucją – Cześć 11: Rozszerzenie dla dystrybucji wspólnego modelu informacyjnego (CIM). 3. McMorran A., An Introduction to IEC 61970–301 & 61968–11, The Common Information Model [Wprowadzenie do norm IEC 61970–301 i 61968–11, Wspólny model informacyjny CIM], 2007. 4. PN-EN 61970–501:2006, Interfejs aplikacji systemów zarządzania energią (EMS-API) – Część 501: Struktura opisu źródeł wspólnego modelu informacyjnego (CIM RDF), IEC Std., 2006. 5. IEC 61968–13:2009, Integracja aplikacji w przedsiębiorstwach elektroenergetycznych – Interfejsy systemowe do zarządzania dystrybucją – Część 13: Model zmiany formatu dla dystrybucji CIM RDF, IEC Std., 2008. 6. Schwarz K., IEC 61850, IEC 61400–25, and IEC 61970: Information models and information exchange for electric power systems [Normy IEC 61850, IEC 61400– 25, i IEC 61970, Modele informacyjne i wymiany informacji dla systemów elektroenergetycznych] 2004. 7. deVos A., Widergren S.E., Zhu J., XML for CIM model exchange [XML dla modelu wymiany CIM], 2001. 8. Britton J., Introduction to CIM [Wprowadzenie do CIM], CIM University, San Francisco, USA, 11 października 2010. 9. Effantin C., CIM Market Extensions for EU [Rynkowe rozszerzenia CIM dla UE], Spotkanie Grupy Użytkowników CIM, San Francisco, październik 2010. 10. ENTSO-E, Common Information Model (CIM) model exchange profile [Profil wymiany wspólnego modelu informacyjnego (CIM)], 2009.

mgr Uniwersytet Łódzki e-mail: P.Czerwonka@synergyplus.uni.lodz.pl Doktorant na Wydziale Zarządzania Uniwersytetu Łódzkiego, gdzie zajmuje się utrzymaniem i rozwojem wydziałowej infrastruktury serwerowej. Jego zainteresowania naukowe skupiają się wokół nowoczesnych technologii telekomunikacyjnych i przetwarzania dużych ilości danych, w szczególności z wykorzystaniem w sieciach inteligentnych.

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | 13–16

Electric vehicles’ influence on Smart Grids Authors Marta R. Jabłońska Jerzy S. Zieliński

Keywords Electric Vehicle (EV), Hybrid Electric Vehicle (HEV), Smart Grid (SG), Consumers

Abstract Aim of the paper is to demonstrate evolution of Electric Vehicles (EV) and their influence on the Smart Grid (SG). Starting from USA definition of the SG considering the fifth- and sixth- properties of the SG: It accommodates all generation and storage options and it enables new products, services and markets. We can determine EV role in the SG operation. Contemporary we can distinguish following types of the EV: HEVS – hybrid electric vehicles with motor and use batteries with no using electricity from external source, Pure EVs – running on electric motor powered by batteries that are recharged by plugging in the vehicle, Plug-in PHEVs – can be charged with electricity like engine power EVs and run under engine like HEVs. The most interesting for electric power there are Pure EVs and PHEVs that are consumers and also kind of electricity storage devices (very important in SG). These types may be charged “in home”, using special station with different time of charging; there is also considered charging during the time waiting for change of lights on road nodes (junctions). It is important to mention that EV development influence not only on SG, social- and climate- environment but also on development of new branch of industries producing equipment necessary for EV operation.

1. Introduction Though the idea of electric car is accompanying electric power development, nevertheless in the last few years only that idea is going to be matured. According to [4] Google spent $10 000 000 for plug-in Electric Vehicle (EV) research and testing and Warren Buffet has invested in Chinese electric car company. Now it is possible to distinguish three main types EV technologies [4]: • HEVs – Hybrid electric vehicles with motor using gasoline and batteries and don’t use electricity from external sources. • Pure-EVs – run on electric motor powered by batteries recharged by plugging in the vehicle. • Plug-in PHEVs – can be charged with electricity like EVs and run under engine power like hybrid electric vehicles. There are two types: parallel hybrid PHEVs in which both the electric motor and combustion engine are mechanically coupled to the wheels. Series hybrid (Extended range electric vehicles – EREVs) are PHEVs in which the electric motor is directly coupled to the wheels and the combustion engine is only used to charge the batteries when needed. According to [13] as the most consistent solutions that are

available to the automotive industry are considered moreover: • FCVs – Fuel Cell Vehicles • PFCVs – Plug-in Fuel Cell Vehicles. E. Ungar and K. Fell [8] distinguish following EV types: parallel hybrids (for example, the plug in version of Prius to be introduced by Toyota) all-electric vehicles (Tesla introduced in 2009 and the Nissan Leaf will be in US in late 2010), EREVs (Chevrolet Volt, introduced late 2010). They also use acronym PEV (Plug-in Electric Vehicle). The early PEVs will be more expensive than HEVs or conventional vehicles [14]. EVs and PHEVs have following advantages [4]: • reduction in petroleum usage • lower net CO2 emissions • operating in the electric mode they have no tailpipe emissions (NO2, dust, etc.) • can use the existing infrastructure for charging • EV performance is likely to be on par with or superior to that of similar conventional vehicles, with better acceleration and very fast response. In [8] it is pointed that despite many PEVS’ advantages such as: more efficient motors (than in conventional fuel-based 13

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | 13–16

vehicles), less reliance on fossil fuels, low emissions, energy storage for grid surplus and Vehicle-to-Grid capability for supporting grid during times of peak loads, there are two main disadvantages. The first one is the high cost of batteries and the second – limited driving range. Nevertheless battery technologies and capacities are constantly improving and costs are expected to be lower with a spread of the technology. Moreover the potential of using EVs’ batteries for balancing the intermittency of renewable energy and providing ancillary service [15] is a promising opportunity for EVs spread. The above mentioned advantages of EV influence on industry and market activity. According to [14] the mature market development and growth period in USA will begin in 2013 and conclude in 2017 and expansion period is assumed to begin in 2017 what means that in optimistic case 106 vehicles will be solved by 2015 and in a more pessimistic case – by 2017. In Europe there are some projects for collecting more data on EVs performances and their interaction with electricity grids [4] e.g. EDF with Toyota, Saab & Volvo, Daimler & RWE, Daimler & Enel, Renault & Nissan (with Danish utility DONG) etc.

2. EV charging [1d] The EV supply equipment (EVSE) consists of: • Supply device – supplying electrical power and providing shock protection (it may also contain information system for measuring amount of delivered energy for EV charging). • Power cord – cable transmitting electrical current and communication signals from the supply devices to the connector. • Connector – plug on the power cord connecting the EVSE to charging sockets on the electric vehicle. Two parameters of charging: its duration and power needed to recharge are dependent on several variables [13]: • Battery’s size • Efficiency of a battery • Driving pattern (average daily kilometers driven) • Charge levels • Charger’s efficiency • State of charge of a battery during operation. In USA exist three levels of vehicle charging (tab. 1).

EVSE

Charge Power [kW] 1.4

Time to charge

Utility Service

Usage

Level 1

110 V, 15 A

Opportunity

Level 2a

220 V, 15 A

Home

3.3

8 hours

Level 2b

220 V, 30 A

Home/Public

6.6

4 hours

Level 3

480 V, 167 A

Public/Private

50–70

18 hours

20–50 min

Tab. 1. Typical set of charging options developed for EV [4]

Except of options presented in tab. 1 it is possible to consider charging station located e.g. near cross-road, petrol station; there is also considered charging during the time of waiting for change of lights on road nodes (junctions) [5]. 14

In [1] there are stated several solutions for EV batteries organized into three core categories: residential, public and fast/ ultra-fast infrastructures. Residential charging infrastructures provide single phase AC line at 110/220 Vrms and 50/60 Hz. It provides efficient and low power vehicle charging sequences but with an assumption that vehicle is plugged all night. It implies charging during low-load periods. Public charging infrastructures are generally supplied from three phase AC mains at 50/60 Hz. Comparing to residential infrastructures, public ones can be considered as semi-fast due to the fact that a battery can be charged in few hours, i.e. during work hours. The last category, fast/ultra-fast charging infrastructures use variable voltage levels in the range between 50–700 Vdc due to the varies in specifications and limitations of different vehicles. This solution allows to recharge a battery in shortest possible time, even in less than 5 minutes. It is assumed that residential charging infrastructures will be installed in individual houses in several ways: indoor, outdoor or wall mounted. Public charging stations will be available throughout the urban area, i.e.: at company parking, stores, public buildings or other parking. Due to the fact that consumer will have to pay for the charging, these stations will require an authentication and payment system. Fast/ultra-fast charging stations will be placed in highway areas and convenient city refueling points. Development of EV implies many responsibilities on dealers, purchasers, utilities, electrician or electrical contractors and society. Development of EV fleet influences on grid and especially on Smart Grid (SG) in global- and local- manner presented in following paragraph.

3. EV and Smart Grid One of the SG property “It accommodates all generation and storage options” implies necessity to use electric energy produced in Renewable Energy Sources (RES) each time, i.e. also in off-peak period and the main problem is to store these RES generated energy and use it the time of peak. PHEVs charged the time off –peak period can store it and send to the grid the time of peak or more likely – could function as reserve or other ancillary services (Vehicle-to-Grid – V2G) [5]. It means that the grid has to be updated to become two-way system making possible to collect electricity from remote storages, like PHEVs car batteries. V2G is expected to be one of the core technologies for smart grids integrating renewable sources [10]. It means that ICT development is a necessity, i.e. to invest in smart meters, meter measurement system (the repository) meter reading/communication software (between meter and systems) meter system interfaces, web-enabled end –user applications, end users energy management systems. Using V2G needs the revision of grid parameters (especially feeders) what sometimes discover necessity of distribution grid retrofitting. According to [14] many of existing primary and secondary distribution networks have not any spare capacity and no monitoring and automation capability. It also influence on design of buildings and needs modification of communications

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | 13–16

and control technologies [3]. Influencing on billing system, V2G also changes energy market. The large potential of V2G solutions is located in advanced lithium-ion battery and development of charging infrastructure, predicted large amount of PHEVs and EVs [10]. Lithium batteries are perceived to be the best solution for all types of rechargeable vehicles [13] as they solve the security problems due to overload. Tab. 2 presents a comparison of lead acid and lithium iron phosphate batteries. As it is shown below the performance of Li-Ion batteries is much more efficient than lead acid ones.

Specific Energy

Unit

Lead Acid

Wh/kg

30–40

Li-Ion FePO4 100

Energy Density

Wh/l

60–70

200

Specific Power

W/kg

180

3000

Power Density

W/l

360

5800

Tab. 2. Comparison of lead acid and lithium iron phosphate batteries [13]

Generally, V2G is a concept, where PHEVs or EVs provide ancillary services to the grid to sell the capacity and energy of the parked vehicle on the control market [11] which is a marketplace where a control power (backup power) can be provided when needed, i.e.: in peak periods or to balance the intermittence of renewable energy sources. Availability of capacity is predicted to be very high due to the fact that vehicles are parked usually for 92% of the day. Moreover, there is no cost related to vehicles availability and they can provide the power faster than conventional control power providers [11]. Though it is important to aggregate capacities of many EVs because a capacity of simple vehicle is very small. That is why an aggregating control system should be implemented. The concept of a such system can be found in [11], V2G control scheme is proposed in [10]. PHEVs in V2G can provide control power in two ways. Firstly, start charging a PHEV to deliver down control in a period when a load is low and needs to be increased. Secondly, stop charging a vehicle when a load is high and needs to be decreased. Using PHEVs’ batteries in that way is called “part controllable load”. Though it is possible to add a third action that is a vehicle can discharge it’s battery to increase generation in the grid. That is called “part generation” [11]. Advantages from using V2G are presented in [7] where the ten-year present value of revenues produced by one V2G vehicle are presented. There were given the following assumptions: • the vehicle is plugged and providing V2G services 80% of the time (7,008 hours per year), the other 20% of the time the car could be unplugged, being driven, or the vehicle owner could choose not to provide V2G services • average market-clearing price for regulation is $40/MWh and spinning reserve is $10/MWh • the vehicle is capable of bidirectional power flow • there exists a 7% discount rate • only gross revenues from capacity payments are shown. For net, one would subtract battery life costs from increased

cycling, round-trip energy losses, standby power draw, as analyzed elsewhere. At varying power levels, discounted present value of gross revenues generated from selling regulation and spinning reserve are predicted as followed. From selling regulation the lowest gross revenues account for about 4 000 $ minimum (at 2 kW) to nearly 30 000 $ maximum (at 15 kW). Gross revenues generated from spinning reserve reached minimum level of about 2000 $ (at 2 kW) to about 8 000 $ (at 15 kW). There have been conducted studies in several countries i.e.: USA, Canada, Portugal and Belgium [2]. Despite differences consequential to varies between differences in grids designs and power levels in individual areas, the result was that a control of charging the PHEVs is a necessity to avoid increased power peaks and losses in the system. The implementation of PHEVs into the distribution system presents several challenges for the utility such as infrastructure’s capability of supporting many PHEVs charging at the same time or necessity of costly upgrades of network assets [8]. Bringing PHEVs into distribution systems that – in many countries – are already overloaded, may take effect in a collapsing of the grid. That is why Smart Grid technologies are considered as the best solution to managing charging of the PHEVs. Thanks to smart grids it is possible to maximize the number of PHEVs in transportation systems by reducing its unfavorable effect of the system [12]. Using Demand Response and distributed generation and storage, Smart Grid is capable to decrease load in peak periods. Demand Response is the ability to curtail some electrical loads during peak periods to alleviate the need for peaking generation sources [3]. The main issue in charging PHEVs is that usually in residential loads PHEVs are plugged in peak hours (in early evening). That can have a major influence on a consumer’s load pattern. In [12] it was presented that a typical residential home load with superimposed PHEV charging load in Southern California can be approximately two times higher in peak periods. PHEVs’ impact on smart grids refers also to the e-mobility. It includes several issues that needs further consideration [1]: • providing integrated and smart charging solutions • preparing the grid to the challenges of e-mobility • providing storage devices • enabling safer charging in a required time • preventing unnecessary battery depletion. Thus it is necessary to implement DC charge Power Electronics system. Requirements of a such system are presented in [1]. As an major requirement a guarantee of an universal supply is stated to cope with different specifications of vehicles (e.g.: small cars with a nominal energy stored in the battery sets at a level of a few kWh to trucks usually requiring several tens of kWh). Charging stations should ensure short charging time to set a state of charge at high value. In [1] these values have been specified as 10 minutes of charging and 80% of nominal state of charge. What is more, every charging point have to guarantee a fully galvanic isolation. Discussing PHEVs’ impact on smart grids, power quality issue need 15

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | 13–16

to be mentioned. Power quality is one of the main consideration for the reliability and security of smart grids. Charging many PHEVs at the same time may have a negative influence on the power quality due to the fact that PHEVs’ battery chargers may cause significant harmonic currents injected into the distribution system [9]. Several charging patterns exists: on-peak, off-peak, fast charging, slow charging, etc. Stresses on the Smart Grid may be cased due to the harmonic levels raised to high levels due to these different patterns. Moreover, charging of the PHEVs may cause significant voltage deviations. That leads to the conclusion that it is necessary to include a processes of charging PHEVs in smart grids distribution system topology.

4. Conclusions Following growing EV market it is necessary to invest in: • New technologies for manufacturing different types of EV • Smart Distribution- and Transmission Systems modernization • New Energy Market supported with new ICT systems development. All the above mentioned activities need large amount of money, also EVs are more expensive than normal cars and it is necessary to show benefits resulting development of EVs market; these are: save gasoline, low emission CO2, no tailpipe emissions (NO2, dust, etc.). REFERENCES 1. Aggeler D., Canales F., Zelaya H., Coccia A., Butcher N., Apeldoorn O., Ultra-Fast DC-Charge Infrastructures for EV-Mobility and Future Smart Grids, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2006809. 2. Babaei S., Steen D., Tuan L.A., Carlson O., Bertling L., Effects of Plug-in Vehicles on Distribution Systems: A Real Case of Gothenburg, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2046565. 3. Brooks Alec., Spirakis Ch., Weihl B., Demand Dispatch, IEEE Power & Energy Magazine, MayJune 2010, pp. 20–29. 4. Dickerman L., Harrison J., A New Car a New Grid, IEEE Power & Energy Magazine, March/April 2010, pp. 55–61. 5. ICT for Breakthrough Industry Transformation. ICT for a Low Carbon Economy Smart Electricity Distribution Networks. European Commission Information Society and Media, July 2009, pp. 36–39.

6. Ipakchi A., Albuyeh F., Grid of the future, IEEE Power & Energy Magazine, March/April 2009, pp. 52–62. 7. Kempton W., Udo V., Huber K., Komara K., Letendre, S., Baker S., Brunner D., Pearre N., A Test of Vehicle-to-Grid (V2G) for Energy Storage and Frequency Regulation in the PJM System. Results from an Industry-University Research Partnership, November 2008, MidAtlantic Grid Interactive Cars Consortium: http://www.magicconsortium.org [date of access: 03.01.2011]. 8. Masoum A.S., Deilami S., Moses P.S., Abu-Siada A., Impacts of Battery Charging Rates of Plug-in Electric Vehicle on Smart Grid Distribution Systems, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2047502. 9. Moses P.S., Deilami S., Masoum A.S., Masoum M.A.S., Power Quality of Smart Grids with Plug-in Electric Vehicles Considering Battery Charging Profile, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2047441. 10. Ota Y., Taniguchi H., Nakajima T., Liyanage K.M., Baba J., Yokoyama A., Autonomous Distributed V2G (Vehicle-to-Grid), IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2043111. 11. Sandels C., Franke U., Ingvar N., Nordström, Hamrén R., Vehicle to Grid – Reference Architectures for the Control Markets in Sweden and Germany, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2048244. 12. Sheikhi A., Maani A., Esfahani M., Ranjbar A.M., The Influence of the Intelligent Distribution Network on Plug-in Hybrid Vehicles Penetration Level, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2048001. 13. Turker H., Bacha S., Chatroux D., Impact of Plug-in Hybrid Electric Vehicles (PHEVS) on the French Electric Grid, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2048068. 14. Ungar E., Fell K., Plug In, Turn On, and Load Up., IEEE Power & Energy Magazine, May/June 2010, pp. 30–35. 15. Wu Q., Nielsen A.H., Østergaard J., Tae Cha S., Marra F., Chen Y. Træholt Ch., Driving Pattern Analysis for Electric Vehicle (EV) Grid Integration Study, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies Europe, October 11–13, 2010, Gothenburg, article no. 2046038.

Marta R. Jabłońska Łódź University e-mail: mjablonska@uni.lodz.pl A PhD student at the Department of Computer Science, Faculty of Management, Łódź University. An expert in the project team for passive building expert evaluation. Conducts research in the development of renewable energy sources.

Jerzy S. Zieliński Łódź University e-mail: jsz@wzmail.uni.lodz.pl Manager of the Department of Computer Science, Faculty of Management, Łódź University. Previously a consultant in various posts, e.g. at the Institute of Power Engineering, at Zamojska Korporacja Energetyczna (a part of PGE Obrót S.A.), at the Research & Development Centre of Automation and Precision Devices, and a local coordinator of European research projects.

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 13–16

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 13–16. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Wpływ pojazdów elektrycznych na sieci Smart Grid Autorzy

Marta R. Jabłońska Jerzy S. Zieliński

Słowa kluczowe

elektryczne pojazdy (EV), hybrydowe elektryczne pojazdy (EHV), sieć inteligentna, odbiorcy

Streszczenie

Celem niniejszego artykułu jest zaprezentowanie rozwoju pojazdów elektrycznych oraz ich wpływu na sieci inteligentne (Smart Grid). Według definicji sieci Smart Grid, zaproponowanej przez USA, piątą i szóstą właściwość tych sieci stanowiły odpowiednio: posiadanie możliwości generacji i magazynowania oraz udostępnianie nowych produktów, usług i rynków. Autorzy dążą do określenia roli pojazdów elektrycznych w operacjach sieci Smart Grid. Wyróżnić można następujące typy pojazdów elektrycznych: HEVs – pojazdy hybrydowe mające silnik i wykorzystujące baterie bez pobierania elektryczności ze źródeł zewnętrznych, EVs – pracujące na silniku elektrycznym zasilanym bateriami ładowanymi przez podłączanie pojazdu oraz Plug-in PHEVs – pojazdy, które można ładować tak jak EVs, ale pracujące jak HEVs. Najbardziej znaczące dla elektroenergetyki są pojazdy typu EVs oraz PHEVs, ponieważ występują one jednocześnie w roli odbiorcy, jak i pewnego rodzaju urządzenia magazynującego. Pojazdy te mogą być ładowane w budynkach za pomocą specjalnych stacji ładujących bądź w trakcie postoju, np. na skrzyżowaniu. Należy podkreślić, że rozwój pojazdów elektrycznych nie wywrze wpływu jedynie na sieci inteligentne, lecz także na środowisko naturalne, społeczeństwo oraz rozwój nowych gałęzi przemysłu wspierających pojazdy elektryczne.

1. Wprowadzenie Choć koncepcja samochodu elektrycznego towarzyszy rozwojowi elektroenergetyki, to koncepcja ta dojrzewa zaledwie w ciągu ostatnich kilku lat. Według [4] Google wydało 10 mln USD na badania i próby pojazdu elektrycznego z silnikiem zasilanym akumulatorem ładowanym przez podłączenie pojazdu (ang. plug-in Electric Vehicle), Warren Buffet zaś zainwestował w chińskiego producenta samochodów elektrycznych. Obecnie wyróżnić można trzy główne typy technologii pojazdów elektrycznych EV [4]: • HEV – pojazdy hybrydowe z silnikiem benzynowym i akumulatorami, które nie pobierają elektryczności ze źródeł zewnętrznych • Pure (czyste) – EV – pojazdy napędzane silnikiem elektrycznym zasilanym akumulatorami ładowanymi przez podłączanie pojazdu • Plug-in (podłączane) PHEV – pojazdy, które można ładować tak jak EV, ale napędzane silnikiem, tak jak elektryczne pojazdy hybrydowe HEV. Są dwa typy: pojazdy równolegle hybrydowe PHEV, w których zarówno silnik elektryczny, jak i silnik spalinowy są mechanicznie połączone z kołami. Pojazdy szeregowo hybrydowe (pojazdy elektryczne o zwiększonym zasięgu – EREV) to pojazdy PHEV, w których silnik elektryczny jest bezpośrednio połączony z kołami, a silnik spalinowy służy tylko do ładowania akumulatora w razie potrzeby. Według [13] za najbardziej spójne z rozwiązań dostępnych dla przemysłu motoryzacyjnego uważa się ponadto: • FCV – pojazdy z ogniwami paliwowymi • PFCV – pojazdy podłączane z ogniwami paliwowymi.

E. Ungar i K. Fell [8] rozróżniają następujące typy EV: równolegle hybrydowe (np. podłączana wersja modelu Prius, którą zapowiada Toyota), pojazdy całkowicie elektryczne (Tesla wprowadzona w 2009 roku i Nissan Leaf zapowiadany w USA na koniec 2010 roku), EREV (Chevrolet Volt wprowadzony pod koniec 2010 r.). Wspomniani autorzy stosują także skrót PEV (Plug-in Electric Vehicle, podłączany pojazd elektryczny). Wczesne pojazdy PEV będą droższe niż pojazdy HEV lub konwencjonalne [14]. Pojazdy EV i PHEV mają następujące zalety [4]: • mniejsze zużycie benzyny/oleju napędowego • mniejsze emisje netto CO2 • przy pracy w trybie elektrycznym brak jakichkolwiek emisji z rury wydechowej (NO2, pył itp.) • można je ładować, korzystając z istniejącej infrastruktury • osiągi pojazdów EV są porównywalne z podobnymi pojazdami konwencjonalnymi lub od nich lepsze, z lepszym przyspieszeniem i bardzo szybką reakcją. Wskazuje się w [8], że mimo wielu zalet pojazdów PEV, takich jak wydajniejsze silniki (w porównaniu z konwencjonalnymi pojazdami z napędem spalinowym), mniejsze uzależnienie od paliw kopalnych, niskie poziomy emisji, magazynowanie nadwyżek energii w sieci oraz zdolność Vehicle-to-Grid (pojazd do sieci), czyli zasilanie sieci w okresach szczytowych obciążeń, mają one dwie główne wady. Pierwsza to wysoki koszt akumulatorów, a druga – ograniczony zasięg jazdy. Niemniej technologie i pojemności akumulatorów stale się poprawiają i oczekuje się, że wraz z upowszechnieniem tej technologii jej koszty będą niższe. Ponadto potencjał

stosowania akumulatorów pojazdów EV do równoważenia niestabilności energii odnawialnej oraz świadczenia usług dodatkowych [15] powinien przyczynić się do ich upowszechnienia. Powyższe zalety pojazdów EV mają wpływ na działania przemysłu i rynku. Według [14] okres dojrzałego rozwoju i wzrostu rynku w USA rozpocznie się w roku 2013 i zakończy się w 2017, zakłada się także, że okres ekspansji rozpocznie się w 2017 roku, co oznacza, że 106 pojazdów zostanie sprzedane do 2015 (prognoza optymistyczna) lub do 2017 roku (prognoza pesymistyczna). W Europie prowadzi się kilka przedsięwzięć polegających na zbieraniu dodatkowych danych dotyczących osiągów pojazdów EV oraz ich interakcji z sieciami elektrycznymi [4], np. EDF z Toyotą, Saab i Volvo, Daimler i RWE, Daimler i Enel, Renault i Nissan (wraz z duńską firmą energetyczną DONG). 2. Ładowanie pojazdów EV [1] Urządzenie do zasilania pojazdów EV (EVSE) składa się z: • zasilacza – dostarczającego energię elektryczną i zapewniającego ochronę przeciwporażeniową (może również zawierać system informacyjny do pomiaru ilości energii dostarczanej do ładowania EV) • przewodu zasilającego – do przesyłu prądu elektrycznego i sygnałów telekomunikacyjnych z zasilacza do złącza • złącza – do przyłączania przewodu zasilającego łączącego EVSE z gniazdem ładowania pojazdu elektrycznego. Dwa parametry ładowania: czas trwania i moc potrzebna do ponownego naładowania zależą od kilku zmiennych [13]: • rozmiarów akumulatora • sprawności akumulatora

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 13–16

• wzorca jazdy (średniego przebiegu dziennego) • poziomów ładowania • sprawności ładowarki • stopnia naładowania akumulatora w trakcie tej operacji. W USA stosuje się trzy poziomy ładowania pojazdu (tab. 1). EVSE

Zasilanie z sieci

Użytkowanie

Moc Czas ładoładowania wania [kW] 18 1,4 godz.

Poziom 110 V, 1 15 A

Okazjonalne

Poziom 220 V, 2a 15 A

Domowe

3,3

8 godz.

Poziom 220 V, 2b 30 A

Domowe/ publiczne

6,6

4 godz.

Poziom 480 V, 3 167 A

Publiczne/ 20–50 50–70 prywatne min

Tab. 1. Typowy zestaw opcji ładowania EV [4]

Poza opcjami przedstawionymi w tab. 1 można rozważać stacje ładujące stron trzecich znajdujące się np. w pobliżu skrzyżowań czy stacji benzynowych; rozważa się również ładowanie w czasie oczekiwania na zmianę świateł drogowych na skrzyżowaniach [5]. W [1] podaje się kilka rozwiązań akumulatorów dla pojazdów EV w podziale na trzy podstawowe kategorie: infrastruktury mieszkaniowe, publiczne i szybkie/ultraszybkie. Infrastruktury ładowania mieszkaniowego zapewniają jednofazowe zasilanie prądem zmiennym o napięciu skutecznym Vrms 110/220 i częstotliwości 50/60 Hz. Zapewniają wydajne sekwencje ładowania pojazdów przy niewielkich mocach, ale przy założeniu, że pojazd jest podłączony przez całą noc. Oznacza to ładowanie w okresach niskiego obciążenia. Publiczne infrastruktury ładowania są zazwyczaj zasilane z trójfazowej sieci prądu zmiennego 50/60 Hz. W porównaniu z mieszkalnymi, infrastruktury publiczne można uważać za półszybkie, ponieważ akumulator można naładować w ciągu kilku godzin, np. w godzinach pracy. Ostatnia kategoria to infrastruktury ładowania szybkie/ultraszybkie. Ze względu na różnice specyfikacji i ograniczeń różnych pojazdów stosuje się różne poziomy napięcia stałego w zakresie od 50 do 700 V. Rozwiązanie takie pozwala naładować akumulator w najkrótszym możliwym czasie, nawet szybciej niż w 5 minut. Zakłada się, że mieszkaniowe infrastruktury ładowania będzie się instalować w domach jednorodzinnych na kilka sposobów: wewnątrz, na zewnątrz lub na ścianie. Publiczne stacje ładowania będą dostępne w całych obszarach miejskich, czyli na parkingach firm, sklepów, budynków publicznych lub innych. Ze względu na to, że konsument będzie musiał zapłacić za ładowanie, stacje te będą wymagały systemu uwierzytelniania i płatności. Stacje ładowania szybkiego/ultraszybkiego będą sytuowane w obszarach autostrad i w dogodnych punktach tankowania w miastach.

Rozwój pojazdów EV oznacza wiele obowiązków dla sprzedawców, nabywców, przedsiębiorstw energetycznych, elektryków lub wykonawców robót elektrycznych oraz społeczeństwa. Rozwój floty pojazdów EV wpływa na sieć, a zwłaszcza na sieci inteligentne Smart Grid (SG), w skali globalnej i lokalnej, w sposób przedstawiony w następnym rozdziale. 3. Pojazdy elektryczne EV a sieci inteligentne Smart Grid Jedna z właściwości inteligentnych sieci SG, które „przystosowują się do wszystkich opcji generacji i magazynowania”, oznacza konieczność użytkowania energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii (OZE) za każdym razem, czyli także w okresie poza szczytem, a głównym problemem jest magazynowanie tej generowanej w OZE energii i użytkowanie jej w okresach szczytu obciążenia. Pojazdy PHEV ładowane poza szczytem mogą ją przechowywać i oddawać do sieci w szczycie lub co bardziej prawdopodobne – mogą funkcjonować jako rezerwa lub inne usługi pomocnicze (pojazd do sieci, Vehicle-to-Grid – V2G) [5]. Oznacza to, że sieć musi zostać zmodernizowana tak, aby stała się systemem dwukierunkowym umożliwiającym pobieranie energii elektrycznej z odległych magazynów, takich jak akumulatory pojazdów PHEV. Przewiduje się, że tryb V2G będzie jedną z podstawowych technologii integracji źródeł odnawialnych dla sieci inteligentnych [10]. Oznacza to konieczność rozwoju technologii teleinformatycznych, czyli inwestycji w inteligentne liczniki, systemy opomiarowania licznikami (repozytorium), oprogramowanie do odczytu liczników i komunikacji (pomiędzy licznikami i systemami), interfejsy licznik/system, oparte na sieci www aplikacje oraz systemy zarządzania energią dla użytkowników końcowych. Stosowanie V2G wymaga rewizji parametrów sieciowych (zwłaszcza linii zasilających), co niekiedy ujawnia konieczność modernizacji sieci rozdzielczej. Według [14] wiele obecnych podstawowych i wtórnych sieci rozdzielczych nie ma ani zapasu pojemności, ani możliwości monitorowania i automatyzacji. Wpływa to także na projektowanie budynków i wymaga modyfikacji technologii komunikacji i sterowania [3]. Poprzez wpływ na system rozliczeniowy V2G zmienia także rynek energii. Znaczny potencjał rozwiązań V2G związany jest z zaawansowanymi akumulatorami litowo-jonowymi i rozwojem infrastruktury ładowania oraz przewidywaną dużą liczbą pojazdów PHEV i EV [10]. Akumulatory litowe uważa się za najlepsze rozwiązanie dla wszystkich typów pojazdów z napędem zasilanym z akumulatorów [13], ponieważ rozwiązują one problemy zagrożeń bezpieczeństwa z powodu przeciążeń. W tab. 2 przedstawiono porównanie akumulatorów ołowiowo-kwasowych z litowo-żelazowo-fosforanowymi LiFePO4. Jak pokazano w tabeli, akumulatory litowo-jonowe są znacznie bardziej wydajne niż ołowiowo-kwasowe.

Jednostka

Ołów/ kwas

Li-Ion FePO4

Energia właściwa

Wh/kg

30–40

100

Gęstość energii

Wh/l

60–70

200

Moc właściwa

W/kg

180

3000

Gęstość mocy

W/l

360

5800

Tab. 2. Porównanie akumulatorów ołowiowo-kwasowych z litowo-żelazowo-fosforanowymi LiFePO4 [13]

Generalnie V2G to koncepcja, według której pojazdy PHEV lub EV świadczą usługi dodatkowe na rzecz sieci, sprzedając pojemność i energię zaparkowanych pojazdów na rynku regulacyjnym [11], czyli takim, gdzie można dostarczyć moc regulacyjną (rezerwową) w razie potrzeby, tzn. w godzinach szczytu lub w celu zrównoważenia zmienności podaży energii ze źródeł odnawialnych. Przewiduje się bardzo wysoką dostępność takiej pojemności, ponieważ pojazdy są zazwyczaj zaparkowane przez 92% dnia. Ponadto z dostępnością pojazdów nie wiążą się żadne koszty i mogą one dostarczać moc szybciej niż konwencjonalni dostawcy mocy regulacyjnej [11]. Jakkolwiek ważne jest, aby agregować pojemności wielu pojazdów EV, ponieważ pojemność pojedynczego pojazdu jest bardzo mała. To dlatego należy wdrożyć system sterowania agregacją. Koncepcję takiego systemu można znaleźć w [11], schemat systemu sterowania V2G zaproponowano w [10]. Pojazdy PHEV w trybie V2G mogą dostarczać moc regulacyjną na dwa sposoby. Po pierwsze, rozpoczynając ładowanie w celu regulacji w dół, kiedy obciążenie jest niskie i trzeba je zwiększyć. Po drugie, przerywając ładowanie, gdy obciążenie jest znaczne i musi być zmniejszone. Takie stosowanie akumulatorów pojazdów PHEV nazywa się „obciążeniem częściowo sterowanym”. Możliwe jest kolejne, trzecie działanie, kiedy pojazd rozładowuje akumulator, aby zwiększyć podaż energii w sieci. Nazywa się je „generacją częściową” [11]. Korzyści ze stosowania V2G przedstawiono w [7], gdzie oszacowano wartości bieżące przychodów z jednego pojazdu V2G w okresie dziesięcioletnim. Przyjęto tam następujące założenia: • pojazd jest podłączony i świadczy usługi V2G przez 80% czasu (7008 godzin w roku), pozostałe 20% czasu samochód może być odłączony, można nim jeździć albo jego właściciel może powstrzymać się od świadczenia usług V2G • średnia cena regulacji na rynku rozliczeniowym wynosi 40 USD/MWh, a cena rezerwy wirującej wynosi 10 USD/MWh • pojazd przystosowany jest do dwukierunkowego przepływu energii • stopa dyskontowa wynosi 7% • uwzględnia się tylko przychody brutto z opłaty za pojemność. Aby uzyskać wartość netto, należałoby odjąć koszty zmniejszenia trwałości akumulatora

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 13–16

z powodu częstszych cykli ładowania i rozładowania, straty energii w obie strony, pobór energii w stanie gotowości, które analizuje się gdzie indziej. Przy różnych poziomach mocy zdyskontowaną bieżącą wartość brutto przychodów ze sprzedaży regulacji i rezerwy wirującej szacuje się następująco. Najniższe przychody brutto ze sprzedaży regulacji wynoszą od około 4000 USD (minimum przy 2 kW) do niemal 30 000 USD (maksimum przy 15 kW). Przychody brutto ze sprzedaży rezerwy wynoszą od około 2000 USD (minimum przy 2 kW) do około 8000 USD (przy 15 kW). Przeprowadzono badania w kilku krajach – w USA, Kanadzie, Portugalii i Belgii [2]. Pomimo różnic, wynikających z różnych układów sieci i poziomów mocy w poszczególnych obszarach, w rezultacie okazało się, że aby uniknąć zwiększenia szczytów mocy i strat w systemie, konieczna jest kontrola ładowania pojazdów PHEV. Włączenie pojazdów PHEV do systemu rozdzielczego stanowi wiele wyzwań dla przedsiębiorstw energetycznych, takich jak zdolność infrastruktury do obsługi wielu równocześnie ładujących się pojazdów PHEV lub ewentualne kosztowne modernizacje zasobów sieciowych [8]. Wprowadzenie pojazdów PHEV do systemów rozdzielczych, które w wielu krajach są już przeciążone, może spowodować załamanie się sieci. To dlatego technologie sieci inteligentnych uważa się za najlepsze rozwiązanie zarządzania ładowaniem pojazdów PHEV. Dzięki sieciom inteligentnym można zmaksymalizować liczbę pojazdów PHEV w systemach transportowych, ograniczając ich niekorzystny wpływ na system [12]. Stosując reakcję na popyt i rozproszone wytwarzanie i magazynowanie, sieć inteligentna jest w stanie zmniejszyć obciążenie w okresach szczytu. Reakcja na popyt to zdolność do ograniczania pewnych obciążeń elektrycznych w okresach szczytu w celu złagodzenia potrzeby generowania ze źródeł szczytowych [3]. Główny problem przy ładowaniu pojazdów PHEV polega na tym, że obciąża ono źródła mieszkaniowe w godzinach szczytu (wczesnym wieczorem). Może to mieć istotny wpływ na wzorzec zużycia energii przez konsumentów. W pracy [12] pokazano, że typowe obciążenie domu mieszkalnego w południowej Kalifornii, uwzględniające dodatkowe obciążenie ładowaniem pojazdu PHEV w godzinach szczytu, może być około dwóch razy większe. Oddziaływanie pojazdów PHEV na sieci inteligentne odnosi się również do e-mobilności. Obejmuje ona kilka problemów, które wymagają dalszej analizy [1]: • dostarczanie zintegrowanych i inteligentnych rozwiązań ładowania • przygotowanie sieci do wyzwań e-mobilności • zapewnienie urządzeń do magazynowania • umożliwienie bezpiecznego ładowania o wymaganej porze dnia • zapobieganie niepotrzebnemu wyczerpywaniu akumulatorów. Tak więc niezbędne jest wdrożenie systemu energoelektronicznego do ładowania prądem stałym. Wymagania dotyczące takiego systemu przedstawiono w [1]. Jako

podstawowe wymaganie podano gwarancję uniwersalnego zasilania nadającego się do pojazdów o różnych specyfikacjach (np.: od małych samochodów, o znamionowej pojemności akumulatorów rzędu kilku kWh zmagazynowanej energii, do ciężarówek, które zazwyczaj wymagają kilkudziesięciu kWh). Stacje ładujące powinny zapewnić krótki czas ładowania do wysokiej wartości ładunku. W pracy [1] wartości te określono jako 10 minut ładowania i 80% ładunku znamionowego. Co więcej, każdy punkt ładowania ma zagwarantować pełną izolację galwaniczną. Omawiając oddziaływanie pojazdów PHEV na sieci inteligentne, trzeba wspomnieć o problemie jakości energii. Jakość energii jest jednym z głównych uwarunkowań niezawodności i bezpieczeństwa sieci inteligentnych. Jednoczesne ładowanie wielu pojazdów PHEV może negatywnie oddziaływać na jakość energii, ponieważ ładowarki akumulatorów pojazdów PHEV mogą wprowadzać do systemu rozdzielczego znaczne prądy harmoniczne [9]. Jest kilka trybów ładowania: w szczycie, poza szczytem, ładowanie szybkie, ładowanie powolne itd. Oddziaływanie na sieci inteligentne może być powodowane wzrostem poziomów harmonicznych w związku z tymi trybami. Ponadto ładowanie pojazdów PHEV może powodować istotne odchylenia napięcia. Prowadzi to do wniosku, że konieczne jest objęcie procesów ładowania pojazdów PHEV topologią systemu rozdzielczego sieci inteligentnych. 4. Wnioski W ślad za wzrostem rynku pojazdów EV konieczne są inwestycje w: • nowe technologie produkcji różnych typów pojazdów EV • modernizację inteligentnych systemów rozdzielczych i przesyłowych • nowy rynek energii wspierany przez rozwój nowych systemów teleinformatycznych. Wszystkie powyższe działania wymagają dużych nakładów, także pojazdy elektryczne są droższe od zwykłych samochodów i koniecznie trzeba wykazać korzyści wynikające z rozwoju rynku EV, a mianowicie: oszczędność benzyny, niską emisję CO2, brak emisji z rury wydechowej (NO2, pył itp.).

Bibliografia 1. Aggeler D. i in., Ultra-Fast DC-Charge Infrastructures for EV-Mobility and Future Smart Grids [Infrastruktury ultraszybkiego ładowania prądem stałym dla mobilności EV i przyszłych sieci inteligentnych], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg (referat numer: 2006809). 2. Babaei S. i in., Effects of Plug-in Vehicles on Distribution Systems. A Real Case of Gothenburg [Oddziaływanie pojazdów podłączanych na systemy rozdzielcze. Rzeczywisty przypadek Gothenburga], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych

w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg (referat numer: 2046565). 3. Brooks Alec., Spirakis Ch., Weihl B., Demand Dispatch [Dyspozycja popytem], magazyn IEEE Power & Energy, maj/czerwiec 2010, s. 20–29. 4. Dickerman L., Harrison J., A New Car a New Grid [Nowy samochód, nowa sieć], magazyn IEEE Power & Energy, marzec/kwiecień 2010, s. 55–61. 5. ICT for Breakthrough Industry Transformation. ICT for a Low Carbon Economy Smart Electricity Distribution Networks [Teleinformatyka dla przełomowego przekształcenia przemysłu. Teleinformatyka dla inteligentnych elektroenergetycznych sieci rozdzielczych w gospodarce niskowęglowej], Komisja Europejska, Społeczeństwo Informacyjne i Media, lipiec 2009, s. 36–39. 6. Ipakchi A., Albuyeh F., Grid of the future [Sieć przyszłości], Magazyn IEEE Power & Energy, marzec/kwiecień 2009, s. 52–62. 7. Kempton W. i in., A Test of Vehicleto-Grid (V2G) for Energy Storage and Frequency Regulation in the PJM System. Results from an Industry-University Research Partnership, November 2008, Mid-Atlantic Grid Interactive Cars Consortium [Próba trybu pojazd-do-sieci (V2G) dla celów magazynowania energii i regulacji częstotliwości w systemie PJM: Wyniki partnerskich badań uniwersytetu i przemysłu, listopad 2008, Konsorcjum Mid-Atlantic Grid Interactive Cars], http://www.magicconsortium.org [dostęp: 03.01.2011]. 8. Masoum A.S. i in., Impacts of Battery Charging Rates of Plug-in Electric Vehicle on Smart Grid Distribution Systems [Oddziaływanie natężenia prądu ładowania pojazdów podłączanych na systemy rozdzielcze sieci inteligentnych], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg (referat numer: 2047502]. 9. Moses P.S., Deilami S., Masoum A.S., Masoum M.A.S., Power Quality of Smart Grids with Plug-in Electric Vehicles Considering Battery Charging Profile [Jakość energii w sieciach inteligentnych z pojazdami podłączanymi z uwzględnieniem charakterystyk ładowania akumulatorów], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg (referat numer: 2047441). 10. Ota Y. i in., Autonomous Distributed V2G (Vehicle-to-Grid) [Autonomiczny rozdział V2G (pojazd-do-sieci)], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg (referat numer: 2043111). 11. Sandels C. i in., Vehicle to Grid – Reference Architectures for the Control Markets in Sweden and Germany [Pojazd-do-sieci – Architektury referencyjne dla rynków regulacyjnych w Szwecji i Niemczech], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg, (referat numer: 2048244).

M.R. Jabłońska, J.S. Zieliński | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 13–16

12. Sheikhi A. i in., The Influence of the Intelligent Distribution Network on Plug-in Hybrid Vehicles Penetration Level [Wpływ inteligentnej sieci rozdzielczej na poziom penetracji pojazdów podłączanych], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg, (referat numer: 2048001). 13. Turker H., Bacha S., Chatroux D., Impact of Plug-in Hybrid Electric

Vehicles (PHEVS) on the French Electric Grid [Oddziaływanie podłączanych hybrydowych pojazdów elektrycznych (PHEV) na francuską sieć elektryczną], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg (referat numer: 2048068). 14. Ungar E., Fell K., Plug In, Turn On, and Load Up [Podłącz, załącz i naładuj], magazyn IEEE Power & Energy, maj/ czerwiec 2010, s. 30–35.

15. Wu Q. i in., Driving Pattern Analysis for Electric Vehicle (EV) Grid Integration Study [Analiza wzorców jazdy samochodem dla celów badania integracji pojazdów elektrycznych (EV) z siecią], Konferencja IEEE PES nt. nowatorskich technologii sieci inteligentnych w Europie, 11–13 października 2010, Gothenburg (referat numer: 2046038).

Marta R. Jabłońska

mgr Uniwersytet Łódzki e-mail: mjablonska@uni.lodz.pl Doktorantka w Katedrze Informatyki na Wydziale Zarządzania Uniwersytetu Łódzkiego. Ekspert w zespole projektowym wykonującym ekspertyzę w zakresie budynku pasywnego. Prowadzi badania dotyczące rozwoju systemu odnawialnych źródeł energii.

Jerzy S. Zieliński

prof. dr hab. inż. Uniwersytet Łódzki e-mail: jsz@wzmail.uni.lodz.pl Kierownik Katedry Informatyki na Wydziale Zarządzania Uniwersytetu Łódzkiego. Był konsultantem m.in. w Instytucie Energetyki, w Zamojskiej Korporacji Energetycznej, w Ośrodku Badawczo-Rozwojowym Automatyki i Urządzeń Precyzyjnych oraz lokalnym koordynatorem europejskich projektów badawczych.

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 21–26

Technical, economic and legal conditions of the development of photovoltaic generation in Poland Authors Jerzy Majewski Michał Szymanek

Keywords photovoltaic generation, photovoltaic cell, solar radiation, solar energy

Abstract The paper presents basic information about photovoltaic cell operating principles and applied technologies. Statistical data that describes trends in photovoltaic generation development is reviewed. Information is analyzed that describes the sales of photovoltaic cells, increase in the installed capacity and development of the technology and prices. The paper comprehensively addresses the legal context of the development photovoltaics in Poland, starting from government plans for relevant programmes, and ending with an assessment of the most important regulations in EU and national law.

1. Introduction The Sun is the star at the centre of the Solar System. Around it, at a distance of 149.6 million kilometres, circles the Earth. In one second the Sun emits 3.9x1026J of energy. This energy is generated by thermonuclear reactions involving the conversion of hydrogen into helium. Our star is a clean, and most importantly, free and virtually inexhaustible, source of energy for all processes on the Earth and in the atmosphere. Without the sun there would be no life on Earth. It sends into the space radiation at wavelengths corresponding to the sequence of gamma radiation through x-ray, ultraviolet, visible, infrared, to radio waves. The solar radiation flux with a density of approximately 1.4 kW/m2 reaches the upper layer of the Earth’s atmosphere. This is called the solar constant and depends on the distance between the Sun and the Earth. It varies by around 3.4% through a year (between January and July). Having reached the Earth’s surface, solar radiation unevenly heats parts of it, causing pressure and temperature differences that cause movement of air and water. These phenomena result in atmospheric circulation and circulation of water through steam evaporation and condensation. Thermal solar collectors and photovoltaic cells are used for direct conversion of energy from solar radiation into useful forms of energy. In Poland, a relatively fast growing sector is

so-called liquid solar collectors, used for heating hot tap water. This is due to the possibility for widespread use of these collectors in households and public buildings. The use of photovoltaic cells is quite different. This segment of solar energy conversion equipment is virtually non-existent in Poland. The total photovoltaic cell capacity installed in Poland – according to [1] – is 1.75 MW (as of the end of 2010). For comparison, Germany could boast of 17,370 MW of installed power. Almost 10,000 times more!

2. Availability of solar energy in Poland It is true that Poland does not belong to the group of countries with the highest supply of solar radiation, but we have solar exposure conditions similar to our neighbour – Germany, the European and world leader in the field of photovoltaics and thermal solar collectors. Very important for solar power generation are the annual sums of total radiation (in kWh/m2 per year). The annual sums of total radiation show the actual amount of solar energy reaching the Earth’s surface per year, taking into account the atmosphere’s transparency and cloud cover. Fig. 1 shows a map of the annual total radiation in Poland. It shows that the annual total radiation in Poland is about 1000 kWh/m2 plus/minus 10%.

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 21–26

widespread are cells made of mono- and polycrystalline silicon. Monocrystalline silicon cells feature the highest energy conversion efficiency (over 15%), but their manufacturing cost is higher than that of polycrystalline cells. Another solution is amorphous cells (thin-film solar cell, TFSC; thin-film photovoltaic cell TFPV), produced by depositing one or more thin layers of photovoltaic material on the surface of another material, such as glass. Film thickness ranges from a few nanometres to tenths of a millimetre. This technology enables economising on raw material. In order to achieve greater conversion efficiency multijunction cells are produced (high-efficiency multijunction devices, HEMD), where each layer is made of a different material and absorbs a different range of the solar spectrum. The nominal voltage of an ordinary crystalline silicon solar cell is approximately 0.5 V. To obtain the voltage required for utility purposes, cells are connected in series – parallel modules.

4. Photovoltaic cells in the environmental and economic aspect Fig. 1. Map of solar radiation in Poland (source: IMGW Institute of Meteorology and Water Management)

3. Photovoltaic cell operating principle and types A photovoltaic cell (photoelectric cell) is a semiconductor in which the transformation (conversion) of solar energy into electricity occurs by way of the photovoltaic phenomenon. The photovoltaic phenomenon (PV effect) consists in electromotive force generation in a solid under the influence of light radiation. Therefore, it is an internal photoelectric phenomenon. It employs a semiconductor junction p-n, in which, under the influence of photons featuring energy higher than the width of the semiconductor’s energy gap, electrons move to area n, and holes to area p. Such movement of electrical charges causes a difference in potential, i.e. electric voltage, to appear. Sunlight is absorbed through the release of electrons from interatomic chemical bonds. Incident photons with energy at least equal to the gap energy (for silicon at 300 K Eg = 1.12 eV), release free electrons. The released electrons leave behind positively charged holes that can move by diffusion or under an electric field. The photovoltaic effect was first observed by Becquerel in 1839 in a circuit of illuminated circuit electrodes set in an electrolyte, and the phenomenon was observed on the border of two solids (selenium – platinum) 37 years later by W. Adams and R. Day. The efficiency of the first selenium cells was about 0.5%. Photovoltaic technology attracted attention in the conquest of space, which required light, and yet reliable and maintenance-free, power sources. However, the use of solar cells on a large scale became possible only in the early 1970s, when relatively low-cost technologies of manufacturing silicon semiconductors were developed. Solar photovoltaic cells are made of semiconductor materials, usually silicon (Si), germanium (Ge), and selenium (Se). The most 22

Photovoltaic cells are clean and reliable energy sources. The increasing interest in them globally stems from the fact that they convert solar energy directly into electricity, without pollution, noise, and other adverse environmental impacts. The main barrier still remains – high capital expenditures, which, however, have been falling consistently. In early 2009 the cost per one megawatt of installed capacity was approximately 4 million EUR. At the beginning of 2011 it was 2.5 million EUR/MW, and in mid-2011 for large scale projects (over 1 MW) some manufacturers offered prices under 2 million EUR/MW, which amounts to a decrease of over 50% compared to 2009. There are also the following premises for photovoltaic power generation deployment: • the lifetime of photovoltaic systems is long, their failure rate low, and ongoing maintenance costs minimal • no fuel is needed for their operation, so there are no transportation or storage problems involved, or other problems such as leakage • they also convert scattered solar radiation in bad weather conditions • they don’t generate neither waste or environmental pollution (chemical, radioactive) • PV module lifetime is typically 20–30 years • no, or minimal number of, moving parts reduces the risk of failure and significantly reduces the cost of ongoing maintenance and support • can be installed in remote locations, away from energy networks and without expensive infrastructure. Despite these indisputable advantages, one should be aware of the two main disadvantages of solar systems: • high power photovoltaic plants require covering large areas with PV modules. With regard to polycrystalline silicon cells, it can be assumed that 1 MW of installed capacity requires an area of around 2 ha (20,000 m2) • photovoltaic cells are very unstable sources of energy, and

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 21–26

maintaining a constant output power is a major problem. Accordingly, there is the question of surplus energy storage for a time when the sunlight is too low or non-existent (at night). In the case of autonomous systems, the use of batteries is the only option. Where large powers are involved, this is a big burden and cost. In addition, the battery lifetime is much lower than that of a PV module, which generates high periodic operating costs of battery replacement. Used batteries are a troublesome waste and can pose an environmental problem due to the content of chemicals and heavy metals. The situation is better in the power industry, because a power system has mechanisms to mitigate energy supply/consumption fluctuations, such as pumped storage plants. From this point of view, development of large plants connected to the national power system seems to be a better option than investing in autonomous distributed systems.

5. Photovoltaic generation in Europe and the world Europe, in comparison to other major markets, is the leader in photovoltaic systems deployment, with over 80% of the globally installed capacity. Comparing the 2009 statistics provided by the IEA Photovoltaic Power Systems Programme (IEA PVPS) with the current data collected by the European Photovoltaic

Industry Association (EPIA) it appears that Japan has installed little less than 1 GW in 2010, compared to 483 MW installed in 2009. The capacity installed in the US had grown by ca. 800 MW compared to 473 MW growth in 2009. In China, growth in 2010 was at least 400 MW compared to 160 MW in 2009. Together with other non-European markets (Australia, South Korea, India, etc.), it amounts to approximately 3 GW of the capacity installed outside Europe and more than 16 GW of the total capacity installed worldwide last year. For the first time the annual increase in the PV capacity installed in Europe was higher than in the capacity of other renewable sources. In 2010 13,023 MW were added to the network, which accounts for a 120% increase compared to 2009 (5,918.2 MW added to the network). New projects have increased the total capacity installed in the EU to 29,327.7 MW. Tab. 1 [1] presents the total capacities installed in the European Union as of the end of 2009 and 2010. The installed PV power per capita in 2010 amounted to 58.5 W in the EU, compared to 32.6 in 2009 [1]. Leaders in PV generation are Germany (12 TWh), Spain (6.3 TWh), and Italy (1.6 TWh) that jointly account for 88.7% of the European output (as of 2010).

2009 Germany

2010

On network

Off network

Total

In network

Off network

Total

9,914.000

45.000

9,959.000

17,320.000

50.000

17,370.000

Spain

3,418.000

20.081

3,438.081

3,787.000

21.081

3,808.081

Italy

1,144.000

13.400

1,157.400

3,465.000

13.500

3,478.500

The Czech Republic

462.920

0.400

463.320

1,952.700

0.400

1,953.100

France

306.000

29.200

335.200

1,025.000

29.346

1,054.346

Belgium

573.979

0.053

574.032

787.404

0.053

787.457

48.200

6.800

55.000

198.500

6.900

205.400

Greece Slovakia

0.162

0.030

0.192

143.729

0.080

143.809

Portugal

99.194

3.000

102.194

127.739

3.100

130.839

Austria

48.991

3.605

52.596

98.991

3.605

102.596

The Netherlands

62.507

5.000

67.507

91.900

5.000

96.900

United Kingdom

27.845

1.745

29.590

72.845

2.000

74.845

Slovenia Luxemburg

8.904

0.100

9.004

36.236

0.100

36.336

26.357

0.000

26.357

27.273

0.000

27.273

Bulgaria

5.660

0.040

5.700

17.200

0.040

17.240

Sweden

3.595

5.169

8.764

4.595

5.469

10.064

Finland

0.170

7.479

7.649

0.170

9.479

9.649

Denmark

4.025

0.540

4.565

6.325

0.740

7.065

Cyprus

2.695

0.633

3.328

5.564

0.682

6.246

Romania

0.230

0.410

0.640

1.330

0.610

1.940

Poland

0.300

1.080

1.380

0.450

1.300

1.750

Hungary

0.450

0.200

0.650

1.500

0.250

1.750

Malta

1.527

0.000

1.527

1.670

0.000

1.670

Ireland

0.100

0.510

0.610

0.100

0.510

0.610

Lithuania

0.000

0.070

0.020

0.080

0.100

Estonia

0.000

0.050

0.000

0.080

Latvia Total EU 27

0.003

0.005

0.008

0.003

0.005

0.008

16,159.8

144.6

16,304.4

29,173.2

154.4

29,327.7

Tab. 1. Total photovoltaic generation capacities installed in the EU as of the end of 2009 and 2010 [MW] 23

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 21–26

6. Legal conditions for photovoltaic generation development in Poland Previous observations show that more and more countries in Europe – even aside from those highly developed – see in photovoltaic cells (plants) a potential capacity of power generation for their national power systems1. It is worth considering, from the legal point of view, why this type of renewable energy still cannot get the proper attention in Poland. Further discussion will be devoted to this issue.

6.1. Community law An important element of the sustainable development principle in force in the European Union2 is the consistent implementation of a long-term energy policy, without which the competitiveness of the Member States’ economy, and above all its energy efficiency and responsible focus on the need to protect the environment, would hardly be achievable. To this end, the European Union’s energy policy aims at3: • increased energy efficiency as a means of energy demand management • proper management of energy generation in particular by way of a system of emissions trading and promotion of energy from renewable sources. But the EU legal regulations of the final energy efficiency4 and the greenhouse gas emissions trading aside5 in accordance with the objectives set out in Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources (RES Directive)6, Poland should reach a 15 percent share of electricity from renewable sources in its gross electricity consumption by 2020. Solar energy, classified by the RES Directive as derived from renewable sources, should prominently contribute to the implementation of this national indicative target. For this purpose, the RES Directive introduces instruments to promote the use of energy from renewable sources, giving Member States the right to use various kinds of schemes to support such energy generation, in particular by way of: investment aid, tax exemptions or reductions, tax refunds, renewable energy obligation schemes, or by requiring energy generators to provide a portion of their outputs from renewable sources, or energy suppliers to derive a portion of their supplies from such sources. So has the thought of the EU legislator adequately fulfilled the Polish legal system and economic policy, supporting the development of renewable energy, and of photovoltaic energy in particular?

6.2. National law 6.2.1. Political and programmatic assumptions To ensure Poland’s energy security is a strategic goal of the document adopted by the Council of Ministers on 10 November 2009 and entitled ”Polish Energy Policy until 2030”7. This document acknowledges support to the development of renewable energy sources as one of the most important and long-term directions of action, assuming increased use of solar energy through solar collectors and innovative photovoltaic technologies that ensure stability of the power system’s operations8. With regard to the development of energy from renewable sources the ”Polish Energy Policy until 2030” has been detailed by a comprehensive document entitled ”National Action Plan for energy from renewable sources” adopted by the Council of Ministers on 7 December 2010, the development of which at the same time fulfilled Poland’s obligation imposed on EU Member States in Art. 4, Sect. 1 of the RES Directive. According to the ”National Action Plan...”: 1. the use of energy from renewable resources in the power sector in 2020 should reach the level of 19.13% 2. the following three scenarios of PV generation in Poland are considered: a. Scenario A: the estimated installed PV generation capacity will be only 2 MW in Poland in 20209 b. Scenario C, the most optimistic, if not unrealistic: the estimated installed PV generation capacity will be as much as 1.8 GWp, which will be combined with the introduction of a fixed tariff mechanism, the so-called Feed-in-Tariff, FiT10.

6.2.2. Legislative solutions – legal support for solar generation projects Successful implementation of the above programme objectives with regard to PV generation development cannot be achieved in a complex legal environment. Brief analysis (because of the limited scope of this study) of legal areas related to implementation of PV generation capex projects can distinguish sets of legal norms concerning their following aspects: 1. location of PV systems (plants) 2. construction of PV systems (plants) 3. connection of PV systems (plants) and operations of power generation undertakings.

A perfect example in this respect is the Czech Republic, where in 2010 alone the installed PV capacity grew by nearly 1,500 MW, which was the third largest increase in the European Union. 2 The principle of sustainable development is an economic-political concept developed by the World Commission on Environment and Development established in 1983. 3 See. Art. 194 of the Treaty on the Functioning of the European Union. 4 See Directive 2006/32/EC of the European Parliament and of the Council of 5 April 2006 on energy end-use efficiency and energy services (The OJ of the EU 2006, No. 114, p. 64). 5 See in particular Directive 2009/29/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 amending Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the greenhouse gas emission allowance trading scheme of the Community (so-called EU ETS Directive ) – The OJ of the EU 2009, No. 140, p. 63 6 The OJ of the EU 2009 No. 140, p. 16. 7 Attachment to the notice of the Minister of Economy of 21 December 2009 on the state energy policy until 2030 (MP dated 14 January 2010, No. 2, item. 11). 8 See point 5 of the “Polish Energy Policy until 2030”. 9 Scenario A is highly pessimistic, as the installed PV capacity is already estimated at nearly 2 MW. 10 Where the controller sets a fixed price for RES electricity, as a rule for a longer period (over a decade).

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 21–26

Location of PV system (plants) Pursuant to the Act of 21 August 1997 on Real Estate11 (The Act on real estate management, and the Planning Act of 27 March 2003 on spatial planning and development12), construction of a PV power plant (farm) in an off-plan area does not constitute a public development project, and the legal basis of its location is a zoning decision, not a decision on public development project location. The reason for this is that the public development projects catalogue set out in Art. 6 of the Real Estate Act does not list the construction of an electricity generating facility, which is also confirmed in the current case law of administrative courts13. As a result, a power plant of this kind may be located – in an area not covered by a local zoning plan, and these are still a majority – only on the basis of a zoning decision issued pursuant to Art. 59 of the Planning Act. This statement is, unfortunately, not good news for potential investors, because – in a certain simplification – issuing a zoning decision pursuant to the Planning Act is more complicated than issuing a decision on public development project location, both in terms of its content and procedure. Therefore, already at the outset, the project development process is hampered by planning regulations. This remark does not apply to a domestic photovoltaic installation, because installation of a stand-alone and small generation unit, in our opinion, as a rule, will not lead to a change in the land use or the building use that requires carrying out relevant administrative proceedings. Construction of PV systems (plants) Analysis of the PV cell construction (installation) process itself, in the context of provisions of the Act of 7 July 1994 – The Building Law14, leads to the conclusion that: • a PV power station (farm) is a structure within the meaning of the Building Law, the execution of which as a rule shall require obtaining a building permit • installation of a domestic and small PV plant located on the roof of a building should in most cases qualify as the installation of a device on a building that requires neither a building permit (Art. 29, Sect. 2, Point 15 of the Building Law), nor a notice to a building administration body, provided that the height of the solar panel installed shall not exceed 3 metres over the building. The Building Law, the implementation of PV power plants aside, is not a barrier to installing distributed, small, and PV technology-enabled sources of electricity. It would be beneficial, however, if the Polish legislator, fulfilling obligations under the RES Directive, had defined in the Building Law the requirement for the use in a new building of a minimum level of energy from renewable sources, which would without doubt favourably affect the development of PV generation in Poland. Connection of PV systems (plants) and operations of power generation undertakings.

Provisions of the Act of 10 April 1997 – The Energy Law15 and its implementing legislation – at first glance seem to favour the development of distributed photovoltaic energy sources classified by the law as renewable energy sources (Art. 3, Point 20 of The Energy Law). These provisions: • ex officio require electricity sellers to purchase electricity generated in such plants (from a renewable energy source) connected to the distribution network – Art. 9a, Sect. 6 of The Energy Law • require power network operators to provide electricity generators, including PV plant operators, the priority in transmission and distribution of this energy – Art. 9c, Sect. 6 of The Energy Law • establish a trading system for certificates of origin, so-called green certificates, confirming electricity generation from RES and resulting in transferable property rights, which are a stock exchange commodity desired by energy companies selling electricity to final consumers – Art. 9a and 9e of The Energy Law. Despite these measures, the procedure provided in the Energy Law for connecting photovoltaic power generation units to the network (see Art. 7 of The Energy Law ) – provided, of course, that there are technical and economic conditions for such connection – associated with obtaining connection terms and conditions, and entering into a connection contract, including the obligation to pay and advance fees for connection to the network, as well as the requirement to obtain a license for such generation operation (Art. 31, Sect. 1 of The Energy Law), or the too complex system of certificates of origin trading, all together are a barrier deterring potential small generators interested in selling electricity from domestic photovoltaic plants.

7. Summary All indications are that the requirements of the Energy Law, coupled with a poorly developed and underinvested distribution network, slow down the development of low power distributed photovoltaic power sources the most. These issues might be resolved by the RES Act, long announced and referenced in the ”National Action Plan...”. Unfortunately, this act is still under construction at the Ministry of Economy. Renewable Electricity Sources Act (Erneuerbare-Energien-Gesetz) has been successful in Germany, in particular by introducing a fixed minimum price for electricity from renewable energy sources (the already mentioned FiT mechanisms), specifying, for example, the price for a kilowatt hour from a maximum 30 kW household photovoltaic system at as much as 57.4 EUR cents. This legal solution to a large extent explains the reason for the rapid growth of PV generation in Germany. A similar legislative approach is also found in the Czech legal system, which has included since 2005 the Act on the promotion of electricity from renewable sources, introducing a system of support for electricity generation by small operators, associated mainly with a guaranteed purchase price. The insufficient system, based on statutory financial incentives, is another major barrier

11 Consolidated text: Journal of Laws 2010, No. 102, Item 651 as currently amended. 12 Journal of Laws No. 80, Item 717 as currently amended.

13 See: judgment of the Supreme Administrative Court of 15 May 2008 (reference number: II OSK 548/07, LexPolonica). 14 Consolidated text: Journal of Laws 2010, No. 243, Item 1623 as currently amended. 15 Consolidated text: Journal of Laws 2006, No. 89, Item 625 as currently amended.

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 21–26

to PV generation development in Poland. The example of the Czech Republic and Germany shows – at least in the context of photovoltaic energy sources – the FiT mechanism’s advantage over the system of certificates of origin. The present legal environment prompts the claim that, as regards the PV generation capacity growth, it will be extremely difficult to surpass the unambitious Scenario A described in the ”National Action Plan...”, which effectively limits the range of available technical solutions to achieve the national indicative goal of renewable energy generation capacity by 2020.

REFERENCES 1. www.eurobserv-er.org. 2. Klugmann E., Klugmann-Radziemska E., Systemy słonecznego ogrzewania i zasilania elektrycznego budynków [Solar heating and power supply systems in buildings], Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, 2002. 3. Klugmann E., Klugmann-Radziemska E., Ogniwa i moduły fotowoltaiczne oraz inne niekonwencjonalne źródła energii [Photovoltaic cells and modules, and other non-conventional sources of energy], Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, 2005.

Jerzy Majewski ENERGA SA e-mail: jerzy.majewski@energa.pl Acts as principal investment expert in ENERGA SA. His research interests include solar energy, cogeneration, biogas production and treatment, ORC systems, the use of biomass in power engineering. Graduated from the Faculty of Mechanical Engineering at Gdańsk University of Technology (1990), speciality in cars and tractors. From 1990 to 1997 he was a researcher at the Institute of Fluid-Flow Machinery at the Polish Academy of Sciences in Gdańsk. In 1997 he obtained a doctoral degree in technology, speciality in construction and operation of machinery. His doctoral dissertation won the Prime Minister’s Award. His scientific output includes over thirty publications, studies and papers in the field of construction and operation of machinery, tribology, automotive technology and renewable energy.

Michał Szymanek Misiewicz, Mosek and Partners. Counsellors at Law e-mail: michal.szymanek@mmp.pl Legal advisor and a PhD student at the Faculty of Law and Administration, University of Gdańsk. Author of publications in the general field of fixed property turnover. Specialised in civil law with a focus on property law, contract law, trade law and power engineering law.

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 21–26

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 21–26. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Techniczne, ekonomiczne i prawne uwarunkowania rozwoju energetyki fotowoltaicznej w Polsce Autorzy

Jerzy Majewski Michał Szymanek

Słowa kluczowe

energetyka fotowoltaiczna, ogniwo fotowoltaiczne, promieniowanie słoneczne, energia słoneczna

Streszczenie

W artykule przedstawiono podstawowe informacje dotyczące zasad działania oraz stosowanych technologii ogniw fotowoltaicznych. Dokonano przeglądu danych statystycznych, opisujących tendencje rozwoju energetyki fotowoltaicznej. Przeanalizowano informacje opisujące sprzedaż ogniw fotowoltaicznych, przyrost mocy zainstalowanych, rozwój technologii oraz ceny. Artykuł obszernie porusza także kontekst prawny rozwoju fotowoltaiki w Polsce, wychodząc od rządowych zamierzeń programowych w tej mierze, na ocenie najważniejszych regulacji prawa wspólnotowego i krajowego kończąc.

1. Wstęp Słońce jest gwiazdą znajdującą się w centrum Układu Słonecznego. Wokół niej, w odległości 149,6 mln kilometrów, krąży Ziemia. W ciągu sekundy Słońce emituje energię 3,9 x 1026 J. Energia ta powstaje w wyniku termojądrowych reakcji chemicznych, polegających na zamianie wodoru w hel. Nasza gwiazda jest czystym i co najważniejsze darmowym i praktycznie niewyczerpalnym źródłem energii dla wszystkich procesów zachodzących na Ziemi i w atmosferze. Bez Słońca nie byłoby życia na Ziemi. Wysyła ono w przestrzeń kosmiczną promieniowanie o długościach fal odpowiadających kolejno promieniowaniu gamma poprzez rentgenowskie, ultrafiolet, widzialne, podczerwień do fal radiowych. Do górnej warstwy atmosfery ziemskiej dociera strumień promieniowania słonecznego o gęstości ok. 1,4 kW/m2. Wielkość ta nazywana jest stałą słoneczną i zależy od odległości pomiędzy Słońcem i Ziemią. W ciągu roku zmienia się o ok. 3,4% (między styczniem i lipcem). Promieniowanie słoneczne docierające do powierzchni Ziemi powoduje nierównomierne nagrzewanie się jej fragmentów, wywołując różnice temperatury i ciśnienia, które są przyczyną ruchu powietrza i wody. W rezultacie tych zjawisk mamy do czynienia z cyrkulacją atmosferyczną oraz obiegiem wody przez parowanie i skraplanie się pary wodnej. Do bezpośredniego przetwarzania energii promieniowania słonecznego na użyteczne rodzaje energii służą cieplne kolektory słoneczne oraz ogniwa fotowoltaiczne. W Polsce stosunkowo dynamicznie rozwija się sektor tzw. cieczowych kolektorów słonecznych, przeznaczonych do podgrzewania ciepłej wody użytkowej. Wynika to z możliwości powszechnego zastosowania tych kolektorów w gospodarstwach

domowych oraz budynkach użyteczności publicznej. Zupełnie inaczej przedstawia się sytuacja w wykorzystywaniu ogniw fotowoltaicznych. Ten segment urządzeń do przetwarzania energii promieniowania słonecznego praktycznie w Polsce nie istnieje. Całkowita moc zainstalowanych w naszym kraju ogniw fotowoltaicznych – według [1] – to 1,75 MW (dane na koniec 2010 roku). Dla porównania Niemcy mogły pochwalić się mocą zainstalowaną 17 370 MW. Było to więc prawie 10 000 razy więcej!

Dla energetyki słonecznej bardzo istotne są sumy roczne promieniowania całkowitego (wyrażone w kWh/m2 w skali roku). Sumy roczne promieniowania całkowitego obrazują rzeczywistą ilość energii słonecznej, docierającą do powierzchni Ziemi w skali roku z uwzględnieniem przezroczystości atmosfery i zachmurzenia. Na rys. 1 przedstawiono mapkę rocznego promieniowania całkowitego w Polsce. Wynika z niej, że dla obszaru Polski roczne promieniowanie całkowite wynosi ok. 1000 kWh/m2 z odchyłką 10%.

2. Dostępność energii słonecznej w Polsce Co prawda, Polska nie należy do krajów o najwyższej podaży promieniowania słonecznego, ale warunki nasłonecznienia mamy zbliżone do naszego sąsiada – Niemiec, europejskiego i światowego lidera w zakresie fotowoltaiki oraz cieplnych kolektorów słonecznych.

3. Zasada działania oraz rodzaje ogniw fotowoltaicznych Ogniwo fotowoltaiczne1 (ogniwo fotoelektryczne) to element półprzewodnikowy, w którym następuje przemiana (konwersja) energii promieniowania słonecznego w energię elektryczną w wyniku zjawiska fotowoltaicznego. Zjawisko fotowoltaiczne (efekt fotowoltaiczny) polega zaś na powstaniu siły elektromotorycznej w ciele stałym pod wpływem promieniowania świetlnego. W związku z tym należy do zjawisk fotoelektrycznych wewnętrznych. Wykorzystuje półprzewodnikowe złącze p-n, w którym, pod wpływem fotonów o energii większej niż szerokość przerwy energetycznej półprzewodnika, elektrony przemieszczają się do obszaru n, a dziury do obszaru p. Takie przemieszczenie ładunków elektrycznych powoduje pojawienie się różnicy potencjałów, czyli napięcia elektrycznego. Absorpcja światła słonecznego zachodzi przez uwalnianie elektronów z wiązań chemicznych międzyatomowych. Padające fotony, o energii co najmniej równej energii przerwy energetycznej (dla krzemu w temp. 300 K Eg = 1,12 eV), uwalniają swobodne elektrony. Uwolnione elektrony pozostawiają po sobie dziury, które posiadając ładunek dodatni, mogą się

Rys. 1. Mapa napromieniowania słonecznego w Polsce, źródło: IMGW

Z j. angielskiego Photovoltaics, w skrócie PV.

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 21–26

poruszać przez dyfuzję lub pod wpływem pola elektrycznego. Po raz pierwszy efekt fotowoltaiczny zaobserwował A.C. Becquerel w 1839 roku w obwodzie oświetlonych elektrod umieszczonych w elektrolicie, a obserwacji tego zjawiska na granicy dwóch ciał stałych (selen – platyna) dokonali 37 lat później W. Adams i R. Day. Sprawność pierwszych ogniw selenowych wynosiła ok. 0,5%. Techniką fotowoltaiczną zainteresowano się w związku z programem podboju kosmosu, gdzie wymagane są źródła zasilania o niewielkiej masie, a przy tym niezawodne i bezobsługowe. Jednak stosowanie ogniw słonecznych na szerszą skalę stało się możliwe dopiero od początku lat 70. XX wieku, gdy opracowano stosunkowo tanie technologie wytwarzania krzemu i półprzewodników. Fotoogniwa słoneczne wytwarzane są z materiałów półprzewodnikowych, najczęściej z krzemu (Si), germanu (Ge), selenu (Se). Najbardziej popularne są ogniwa wykonane z krzemu mono- i polikrystalicznego. Krzemowe ogniwa monokrystaliczne osiągają najwyższe sprawności konwersji energii (ponad 15%), jednak koszt ich wykonania jest wyższy niż ogniw polikrystalicznych. Innym rozwiązaniem są ogniwa amorficzne (thin-film solar cell, TFSC; thin-film photovoltaic cell TFPV), wytwarzane

metodą osadzania jednej lub kilku cienkich warstw materiału fotowoltaicznego na powierzchni innego materiału, np. szkła. Grubość powłoki waha się od kilku nanometrów do dziesiątych części milimetra. Technologia ta stwarza możliwość oszczędzania na surowcu. W celu uzyskania większej sprawności konwersji wytworzono ogniwa wielozłączowe (high-efficiency multijunction devices, HEMD), gdzie każda warstwa jest wykonana z innego materiału i absorbuje inny zakres widma promieniowania słonecznego. Zwykłe ogniwo słoneczne z krystalicznego krzemu ma nominalne napięcie ok. 0,5 wolta. Aby uzyskać napięcie wymagane do celów użytkowych, ogniwa łączy się szeregowo-równolegle w moduły. 4. Ogniwa fotowoltaiczne w aspekcie ekologicznym i ekonomicznym Ogniwa fotowoltaiczne to czyste i niezawodne źródła energii. Coraz większe zainteresowanie nimi na świecie spowodowane jest tym, że przetwarzają one energię promieniowania słonecznego bezpośrednio na energię elektryczną, bez generowania zanieczyszczeń, hałasu i innych czynników wywołujących niekorzystne zmiany w środowisku. Podstawową barierą ciągle pozostają wysokie koszty inwestycyjne, które jednak systematycznie się obniżają.

Na początku 2009 roku koszt jednego megawata mocy zainstalowanej wynosił ok. 4 mln euro. Na początku 2011 roku było to 2,5 mln euro/MW, a w połowie roku 2011 niektórzy producenci, przy dużych inwestycjach (pow. 1 MW), proponowali ceny poniżej 2 mln euro/MW, co w porównaniu z rokiem 2009 oznacza spadek o ponad 50%. Za budową elektrowni fotowoltaicznych przemawiają ponadto poniższe argumenty: • czas eksploatacji systemów fotowoltaicznych jest długi, awaryjność niewielka, a koszty bieżącej obsługi znikome • do ich pracy nie jest potrzebne paliwo, nie ma więc problemów transportu i magazynowania oraz problemów np. z wyciekami • przekształcają one także rozproszone promieniowanie słoneczne w gorszych warunkach atmosferycznych • nie produkują odpadów i nie powodują skażenia środowiska (chemicznego, radioaktywnego) • żywotność modułów PV wynosi na ogół 20–30 lat • brak lub minimalna liczba części ruchomych minimalizuje ryzyko awarii i znacząco zmniejsza koszty konserwacji i bieżącej obsługi • mogą być zainstalowane w odosobnionych miejscach, z dala od sieci energetycznych i bez kosztownej infrastruktury.

2009 Niemcy Hiszpania Włochy Czechy Francja Belgia Grecja Słowacja Portugalia Austria Holandia Wielka Brytania Słowenia Luksemburg Bułgaria Szwecja Finlandia Dania Cypr Rumunia Polska Węgry Malta Irlandia Litwa Estonia Łotwa Łącznie EU 27

2010

W sieci

Poza siecią

Łącznie

W sieci

Poza siecią

Łącznie

9 914,000 3 418,000 1 144,000 462,920 306,000 573,979 48,200 0,162 99,194 48,991 62,507 27,845 8,904 26,357 5,660 3,595 0,170 4,025 2,695 0,230 0,300 0,450 1,527 0,100 0,000 0,000 0,003 16 159,8

45,000 20,081 13,400 0,400 29,200 0,053 6,800 0,030 3,000 3,605 5,000 1,745 0,100 0,000 0,040 5,169 7,479 0,540 0,633 0,410 1,080 0,200 0,000 0,510 0,070 0,050 0,005 144,6

9 959,000 3 438,081 1 157,400 463,320 335,200 574,032 55,000 0,192 102,194 52,596 67,507 29,590 9,004 26,357 5,700 8,764 7,649 4,565 3,328 0,640 1,380 0,650 1,527 0,610 0,070 0,050 0,008 16 304,4

17 320,000 3 787,000 3 465,000 1 952,700 1 025,000 787,404 198,500 143,729 127,739 98,991 91,900 72,845 36,236 27,273 17,200 4,595 0,170 6,325 5,564 1,330 0,450 1,500 1,670 0,100 0,020 0,000 0,003 29 173,2

50,000 21,081 13,500 0,400 29,346 0,053 6,900 0,080 3,100 3,605 5,000 2,000 0,100 0,000 0,040 5,469 9,479 0,740 0,682 0,610 1,300 0,250 0,000 0,510 0,080 0,080 0,005 154,4

17 370,000 3 808,081 3 478,500 1 953,100 1 054,346 787,457 205,400 143,809 130,839 102,596 96,900 74,845 36,336 27,273 17,240 10,064 9,649 7,065 6,246 1,940 1,750 1,750 1,670 0,610 0,100 0,080 0,008 29 327,7

Tab. 1. Całkowite moce zainstalowanych ogniw fotowoltaicznych w UE według stanu na koniec 2009 i 2010 roku [MW]

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 21–26

Mimo tych bezdyskusyjnych atutów należy zdawać sobie sprawę z dwóch zasadniczych wad systemów solarnych: • elektrownie fotowoltaiczne dużej mocy wymagają zabudowania modułami PV znacznych powierzchni. W przypadku ogniw z polikrystalicznego krzemu można przyjąć, że 1 MW mocy zainstalowanej wymaga ok. 2 ha (20 000 m2) • ogniwa fotowoltaiczne są bardzo niestabilnym źródłem energii, poważnym problemem jest wytworzenie stałej mocy wyjściowej. W związku z powyższym powstaje zagadnienie magazynowania nadwyżek energii na czas, gdy nasłonecznienie jest zbyt małe lub nie ma go wcale (nocą). W przypadku autonomicznych systemów jedyną opcją jest stosowanie akumulatorów. Przy dużych mocach oznacza to wielki ciężar i koszt. Ponadto żywotność akumulatorów jest znacznie niższa niż modułów PV, co generuje duże okresowe koszty eksploatacyjne związane z koniecznością ich wymiany. Zużyte akumulatory stanowią kłopotliwy odpad i mogą stanowić problem ekologiczny z uwagi na zawartość chemikaliów oraz metali ciężkich. W energetyce zawodowej sytuacja wygląda korzystniej, ponieważ system energetyczny ma mechanizmy pozwalające niwelować wahania podaży/konsumpcji energii, np. z wykorzystaniem elektrowni szczytowo-pompowych. Z tego punktu widzenia, budowa dużych instalacji podłączonych do krajowego systemu energetycznego, wydaje się być lepszym rozwiązaniem niż inwestowanie w rozproszone instalacje autonomiczne. 5. Sytuacja energetyki fotowoltaicznej w Europie i na świecie Europa, na tle innych znaczących rynków, pozostaje liderem w zakresie instalacji fotowoltaicznych, posiadając ponad 80% zainstalowanej globalnie mocy. Jeśli porównamy dane z 2009 roku, podawane przez IEA Photovoltaic Power Systems Programme (IEA PVPS) z aktualnymi danymi, zebranymi przez European Photovoltaic Industry Association (EPIA), Japonia zainstalowała nieco poniżej 1 GW mocy w 2010 roku w porównaniu z 483 MW, zainstalowanymi w 2009 roku. W Stanach Zjednoczonych moc zainstalowana wzrosła o ok. 800 MW w porównaniu z przyrostem 473 MW w 2009 roku. W Chinach przyrost w 2010 roku wyniósł co najmniej 400 MW w porównaniu ze 160 MW z roku 2009. Jeśli dodać do tego pozostałe rynki pozaeuropejskie (Australia, Korea Południowa, Indie itd.), otrzymamy ok. 3 GW mocy zainstalowanej poza Europą i ponad 16 GW całkowitej mocy zainstalowanej w skali globu w ubiegłym roku. Po raz pierwszy roczny przyrost mocy 2 3 4

5 6 7

8 9

zainstalowanej w sektorze fotowoltaicznym był w Europie wyższy niż mocy pochodzącej z innych źródeł odnawialnych. Do sieci w 2010 roku zostały włączone 13 023 MW, co stanowi 120-proc. przyrost w stosunku do 2009 roku (5918,2 MW włączonych do sieci). Nowe inwestycje podniosły całkowitą moc zainstalowaną na terenie UE do 29 327,7 MW. W tab. 1 [1] przedstawiono całkowite moce zainstalowane w krajach Unii Europejskiej według stanu na koniec 2009 i 2010 roku. Zainstalowana moc fotowoltaiczna na mieszkańca wyniosła w 2010 roku na terenie UE 58,5 W, w porównaniu z 32,6 W w 2009 roku [1]. Liderami w produkcji energii elektrycznej wytwarzanej przez ogniwa fotowoltaiczne są Niemcy (12 TWh), Hiszpania (6,3 TWh) i Włochy (1,6 TWh), łącznie pokrywając 88,7% produkcji europejskiej (dane za 2010 rok). 6. Prawne uwarunkowania rozwoju fotowoltaiki w Polsce Dotychczasowe rozważania wskazują, że coraz więcej państw w Europie – pomijając już nawet kraje wysoko rozwinięte – dostrzega w ogniwach (instalacjach) fotowoltaicznych potencjał mocy wytwórczej energii elektrycznej dla krajowego systemu elektroenergetycznego 2. Warto zastanowić się, z prawnego punktu widzenia, dlaczego w Polsce ten typ energetyki odnawialnej wciąż nie może uzyskać należytego miejsca. Tej kwestii poświęcone będą dalsze rozważania. 6.1. Prawo wspólnotowe Istotnym elementem obowiązującej w Unii Europejskiej zasady zrównoważonego rozwoju 3 jest konsekwentna realizacja długofalowej polityki energetycznej, bez której konkurencyjność gospodarki państw członkowskich, a nade wszystko jej efektywność energetyczna i odpowiedzialne ukierunkowanie na potrzebę ochrony środowiska, byłaby trudna do osiągnięcia. W tym celu polityka Unii Europejskiej w dziedzinie energii zmierza4: • do zwiększenia efektywności wykorzystania energii jako instrumentu zarządzania popytem na energię • do odpowiedniego zarządzania produkcją energii w szczególności poprzez system handlu uprawnieniami do emisji, czy promowanie energii ze źródeł odnawialnych. Pomijając unijne regulacje prawne dotyczące efektywności końcowego wykorzystania energii5 oraz handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych6, zgodnie z celami określonymi w Dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku w sprawie promowania stosowania

energii ze źródeł odnawialnych (Dyrektywa OZE)7, Polska powinna osiągnąć 15-proc. udział energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w zużyciu energii elektrycznej brutto do 2020 roku. W realizacji tego krajowego celu indykatywnego istotne miejsce powinna znaleźć energia promieniowania słonecznego, zaliczana przez Dyrektywę OZE do energii ze źródeł odnawialnych. W tym celu Dyrektywa OZE wprowadza instrumenty promujące wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych, przyznając państwom członkowskim prawo do stosowania różnego rodzaju systemów wsparcia tej energetyki, w szczególności poprzez: pomoc inwestycyjną, zwolnienia z podatków lub ulgi podatkowe, zwrot podatków, nałożenie obowiązku wykorzystywania energii ze źródeł odnawialnych, czy też zobowiązując producentów energii do wytwarzania części energii ze źródeł odnawialnych bądź dostawców energii do pokrywania części swoich dostaw przez energię ze źródeł odnawialnych. Czy więc myśl prawodawcy unijnego odpowiednio wypełniła już polski porządek prawny i politykę gospodarczą, wspierając rozwój energetyki odnawialnej, a w szczególności energetyki fotowoltaicznej? 6.2. Prawo krajowe 6.2.1. Założenia polityczno-programowe Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Polski stanowi strategiczny cel przyjętego przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 roku dokumentu pod nazwą „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”8. Dokument ten do najistotniejszych, długoterminowych kierunków działań zalicza m.in. wspomaganie rozwoju odnawialnych źródeł energii, zakładając w szczególności zwiększenie wykorzystania energii promieniowania słonecznego za pośrednictwem kolektorów słonecznych oraz innowacyjnych technologii fotowoltaicznych, zapewniających stabilność pracy systemu elektroenergetycznego9. Uszczegółowieniem „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” w zakresie rozwoju energetyki opartej na źródłach odnawialnych jest obszerny dokument zatytułowany „Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych” przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 7 grudnia 2010 roku, którego opracowanie stanowiło jednocześnie wypełnienie przez Polskę zobowiązania nałożonego na kraje członkowskie Unii Europejskiej w art. 4, ust. 1 Dyrektywy OZE. Zgodnie z „Krajowym planem działań…”: 1. Wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych w elektroenergetyce w 2020 roku powinno osiągnąć pułap 19,13% 2. Rozwój krajowej fotowoltaiki rozważany jest w trzech scenariuszach, przywołujemy dwa:

Doskonałym przykładem jest w tej kwestii Republika Czeska, na terenie której tylko w 2010 roku przyrost mocy zainstalowanej w sektorze fotowoltaicznym wyniósł prawie 1 500 MW, co stanowiło trzeci wynik wśród państw członkowskich Unii Europejskiej. Zasada zrównoważonego rozwoju stanowi koncepcję ekonomiczno-polityczną wypracowaną przez Światową Komisję do spraw Środowiska i Rozwoju powołaną w 1983 roku. Zob. art. 194 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej. Zob. Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2006/32/WE z dnia 5 kwietnia 2006 roku w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych (Dz. U. UE L z 2006 roku, nr 114, s. 64). Zob. w szczególności Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku, zmieniającą dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (tzw. Dyrektywa EU ETS) – Dz. U. UE L z 2009 roku, nr 140, s. 63. Dz. U. UE L z 2009 roku, nr 140, s. 16. Stanowi załącznik do Obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 21 grudnia 2009 roku w sprawie polityki energetycznej państwa do 2030 roku (MP z dnia 14 stycznia 2010 roku, nr 2, poz. 11). Zob. pkt 5” Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”.

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 21–26

a. Scenariusz A: szacowana zainstalowana moc wytwórcza energii elektrycznej w fotowoltaicznej technologii energii odnawialnej w 2020 roku ma wynieść w Polsce jedynie 2 MW10 b. Scenariusz C, najbardziej optymistyczny, by nie powiedzieć nierealny: szacowana zainstalowana moc wytwórcza PV wyniesie w 2020 roku aż 1,8 GWp, co łączyć by się miało z wprowadzeniem mechanizmu stałej taryfy, tzw. Feed-in-Tariff, FiT11. 6.2.2. Rozwiązania legislacyjne – wsparcie prawne inwestycji fotowoltaicznych Skuteczna realizacja powyższych celów programowych w zakresie rozwoju fotowoltaiki nie może zostać osiągnięta w skomplikowanym środowisku prawnym. Analizując więc skrótowo (z uwagi na ramy tego opracowania) obszary prawne związane z inwestycjami w ogniwa PV, można wyróżnić zbiory norm prawnych dotyczące: a. lokowania instalacji (elektrowni) fotowoltaicznych w przestrzeni b. budowy instalacji fotowoltaicznych c. przyłączenia instalacji fotowoltaicznej oraz funkcjonowania wytwórczego przedsiębiorstwa energetycznego. Lokowanie instalacji (elektrowni) fotowoltaicznych w przestrzeni Na gruncie ustawy z dnia 21 sierpnia 1997 roku o gospodarce nieruchomościami12 (Ustawa o gospodarce nieruchomościami oraz Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym z dnia 27 marca 2003 roku13) budowa elektrowni (farmy) fotowoltaicznej na obszarze bezplanowym nie stanowi inwestycji celu publicznego i podstawą prawną jej lokowania w terenie jest decyzja o warunkach zabudowy, a nie decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego. Jest tak dlatego, że w zamieszczonym w art. 6 Ustawy o gospodarce nieruchomościami katalogu inwestycji celu publicznego zabrakło budowy obiektów wytwarzających energię elektryczną, co znajduje także potwierdzenie w aktualnym orzecznictwie sądów administracyjnych 14. W konsekwencji lokowanie tego typu elektrowni może się odbyć – na obszarach bez miejscowego planu zagospodarowania, a takich jest przecież większość – tylko na podstawie decyzji o warunkach zabudowy wydanej na podstawie art. 59 Ustawy o planowaniu. Konstatacja ta nie jest, niestety, pozytywna dla potencjalnych inwestorów, gdyż – pisząc w pewnym uproszczeniu – na gruncie Ustawy o planowaniu wydanie decyzji o warunkach zabudowy jest w porównaniu z decyzją o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego bardziej skomplikowane, zarówno w aspekcie merytorycznym, jak i proceduralnym. Już na wstępie więc proces inwestycyjny utrudniony jest przez przepisy planistyczne. Powyższa uwaga nie dotyczy instalowania

przydomowych ogniw fotowoltaicznych, gdyż instalacja indywidualnej, niewielkiej jednostki wytwórczej, w naszej ocenie, co do zasady nie będzie prowadzić do zmiany zagospodarowania terenu czy też sposobu użytkowania obiektu budowlanego, wymagającej przeprowadzenia postępowania administracyjnego w tym zakresie. Budowa instalacji fotowoltaicznych Analiza samego procesu budowlanego (instalacyjnego) ogniw fotowoltaicznych, w kontekście przepisów ustawy z dnia 7 lipca 1994 roku – Prawo budowlane15, prowadzi do wniosku, że: • elektrownia (farma) fotowoltaiczna stanowi budowlę w rozumieniu prawa budowlanego, której wykonanie co do zasady będzie wymagać uzyskania pozwolenia na budowę • zainstalowanie przydomowej, niewielkiej instalacji fotowoltaicznej, umieszczonej na dachu obiektu budowlanego, powinno być w większości przypadków kwalifikowane jako instalowanie urządzeń na obiekcie budowlanym, niewymagające uzyskania pozwolenia na budowę (art. 29, ust. 2, pkt. 15 Prawa budowlanego) ani też zgłoszenia organowi administracji budowlanej, o ile wysokość instalowanego panelu fotowoltaicznego nie będzie przekraczała 3 metrów ponad obiekt budowlany. Prawo budowlane, pomijając realizację elektrowni fotowoltaicznych, nie jest barierą w instalowaniu rozproszonych, niewielkich źródeł energii elektrycznej opartej na technologii PV. Przydałoby się jednak, aby polski prawodawca, wypełniając zobowiązania wynikające z Dyrektywy OZE, określił w Prawie budowlanym wymóg wykorzystania w nowych budynkach minimalnego poziomu energii z OZE, co z pewnością korzystnie wpłynęłoby na rozwój fotowoltaiki w Polsce. Przyłączenie instalacji fotowoltaicznej oraz funkcjonowanie wytwórczego przedsiębiorstwa energetycznego Przepisy ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne16 wraz z aktami wykonawczymi – w pierwszym oglądzie wydają się sprzyjać tworzeniu rozproszonych, fotowoltaicznych źródeł energii, zaliczanych przez Prawo energetyczne do odnawialnych źródeł energii (art. 3, pkt 20 Prawa energetycznego). Przepisy te bowiem: • zobowiązują sprzedawców energii elektrycznej z urzędu do zakupu energii elektrycznej produkowanej w takich instalacjach (z odnawialnego źródła energii) przyłączonych do sieci dystrybucyjnej – art. 9a, ust. 6 Prawa energetycznego • zobowiązują operatorów sieci elektroenergetycznej do zapewnienia podmiotom wytwarzającym energię elektryczną m.in. w instalacjach fotowoltaicznych, pierwszeństwa w świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji tej energii

– art. 9c, ust. 6 Prawa energetycznego • ustanawiają system obrotu świadectwami pochodzenia, tzw. zielonymi certyfikatami, potwierdzającymi wytworzenie energii elektrycznej w OZE, z których wynikają zbywalne prawa majątkowe, będące pożądanym przez przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię odbiorcom końcowym towarem giełdowym – art. 9a i 9e Prawa energetycznego. Pomimo tych rozwiązań przewidziana w Prawie energetycznym procedura przyłączenia fotowoltaicznej jednostki wytwórczej do sieci (zob. art. 7 Prawa energetycznego) – o ile oczywiście istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia – związana z uzyskaniem warunków przyłączenia i zawarciem umowy przyłączeniowej, w tym koniecznością wnoszenia zaliczki na poczet opłat za przyłączenie do sieci, a także wymóg uzyskania koncesji na taką niewielką działalność wytwórczą (art. 31, ust. 1 Prawa energetycznego), czy też zbyt złożony system obrotu świadectwami pochodzenia stanowią łącznie barierę odstraszającą potencjalnych, drobnych wytwórców, zainteresowanych sprzedażą energii elektrycznej pochodzącej z przydomowych instalacji fotowoltaicznych. 7. Podsumowanie Wszystko wskazuje na to, że wymogi Prawa energetycznego, połączone ze słabo rozwiniętą i niedoinwestowaną siecią dystrybucyjną, najbardziej spowalniają powstawanie rozproszonych, fotowoltaicznych źródeł energii elektrycznej niewielkiej mocy. Problematykę tę mogłaby uporządkować zapowiadana od dłuższego czasu i przywoływana w „Krajowym planie działań…” ustawa o energii ze źródeł odnawialnych. Niestety, ustawa ta wciąż znajduje się w fazie prac w Ministerstwie Gospodarki. Ustawa o energiach odnawialnych w dziedzinie energii elektrycznej (ErneuerbareEnergien-Gesetz) z powodzeniem funkcjonuje bowiem w Niemczech, wprowadzając w szczególności stałą minimalną cenę energii elektrycznej ze źródeł OZE (wspomniany mechanizm FiT), określając przykładowo wynagrodzenia za jedną kilowatogodzinę z przydomowych instalacji fotowoltaicznych o mocy do 30 kilowatów w wysokości aż 57,4 eurocenta. To rozwiązanie prawne w dużym stopniu wyjaśnia przyczynę gwałtownego przyrostu mocy wytwórczej energii elektrycznej z ogniw fotowoltaicznych w Niemczech. Podobne podejście legislacyjne odnajdujemy również w czeskim porządku prawnym, w którym od 2005 roku funkcjonuje ustawa o promowaniu produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, wprowadzająca system wsparcia produkcji energii elektrycznej przez drobnych wytwórców, powiązany głównie z gwarantowanymi cenami zakupu. Również więc niedostateczny system wsparcia, oparty na ustawowych

Scenariusz A jest mocno pesymistyczny, gdyż już obecnie wielkość zainstalowanej mocy w ogniwach fotowoltaicznych szacuje się na prawie 2 MW. Regulator określa wówczas stałą cenę energii elektrycznej ze źródeł OZE, z reguły na dłuższy (kilkunastoletni) okres. Tekst jednolity: Dz. U. z 2010 roku, nr 102, poz. 651 z późniejszymi zmianami. 13 Dz. U. nr 80, poz. 717 z późniejszymi zmianami. 14 Zob.: wyrok Naczelnego Sądu Administracyjnego z dnia 15 maja 2008 roku (sygnatura akt: II OSK 548/07, LexPolonica). 15 Tekst jednolity: Dz. U. z 2010 roku, nr 243, poz. 1623 z późniejszymi zmianami. 16 Tekst jednolity: Dz. U. z 2006 roku, nr 89, poz. 625 z późniejszymi zmianami. 10 11 12

J. Majewski, M. Szymanek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 21–26

zachętach finansowych, stanowi kolejną istotną zaporę w rozwoju fotowoltaiki w naszym kraju. Przykład Czech i Niemiec pokazuje – przynajmniej w kontekście fotowoltaicznych źródeł energii elektrycznej – przewagę mechanizmu FiT nad systemem świadectw pochodzenia. Obecne uwarunkowania prawne skłaniają więc do tezy, że niezwykle trudno będzie wybić się ponad mało ambitny, opisany w „Krajowym planie działań…”, Scenariusz A w zakresie przyrostu fotowoltaicznej mocy wytwórczej, co faktycznie ogranicza paletę rozwiązań technicznych służących osiągnięciu w 2020 roku krajowego celu indykatywnego w zakresie mocy wytwórczej z OZE.

Bibliografia 1. www.eurobserv-er.org. 2. Klugmann E., Klugmann-Radziemska E., Systemy słonecznego ogrzewania i zasilania elektrycznego budynków, Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, 2002. 3. Klugmann E., Klugmann-Radziemska E., Ogniwa i moduły fotowoltaiczne oraz inne niekonwencjonalne źródła energii, Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, 2005.

Jerzy Majewski

dr inż. ENERGA SA e-mail: jerzy.majewski@energa.pl Sprawuje funkcję głównego specjalisty ds. inwestycji w ENERGA SA. Jego zainteresowania naukowe to energetyka solarna, kogeneracja, wytwarzanie i oczyszczanie biogazu, układy ORC, zastosowanie biomasy w energetyce. Absolwent Wydziału Budowy Maszyn Politechniki Gdańskiej (1990) specjalność samochody i ciągniki. W latach 1990–1997 pracownik naukowy Instytutu Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku. W 1997 roku uzyskał stopień naukowy doktora nauk technicznych w dyscyplinie budowa i eksploatacja maszyn. Jego rozprawa doktorska uhonorowana została Nagrodą Prezesa Rady Ministrów. W dorobku naukowym ma ponad trzydzieści publikacji, opracowań i referatów w dziedzinie budowy i eksploatacji maszyn, tribologii, techniki samochodowej i energetyki odnawialnej.

Michał Szymanek

mgr Misiewicz, Mosek i Partnerzy. Kancelaria Radców Prawnych e-mail: michal.szymanek@mmp.pl Radca prawny, doktorant na Wydziale Prawa i Administracji Uniwersytetu Gdańskiego. Autor publikacji z zakresu szeroko pojętej problematyki obrotu nieruchomościami. Specjalizuje się w prawie cywilnym, w szczególności prawie rzeczowym i prawie zobowiązań, w prawie handlowym, a także w prawie energetycznym.

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 32–37

A concept of an electricity storage system with 50 MWh storage capacity

Authors Józef Paska Mariusz Kłos Paweł Antos Grzegorz Błajszczak

Keywords electricity storage systems, battery energy storage system, compressed air storage system

Abstract Electricity storage devices can be divided into indirect storage technology devices (involving electricity conversion into another form of energy), and direct storage (in an electric or magnetic field). Electricity storage technologies include: pumped-storage power plants, BES Battery Energy Storage, CAES Compressed Air Energy Storage, Supercapacitors, FES Flywheel Energy Storage, SMES Superconducting Magnetic Energy Storage, FC Fuel Cells reverse or operated in systems with electrolysers and hydrogen storage. These technologies have different technical characteristics and economic parameters that determine their usability. This paper presents two concepts of an electricity storage tank with a storage capacity of at least 50 MWh, using the BES battery energy storage and CAES compressed air energy storage technologies.

1. Electricity storage technologies All electricity storage devices can be divided into indirect storage devices (involving electricity conversion into another form of energy, such as kinetic, chemical) and direct storage devices (in electric or magnetic field). A well-known electricity storage device is the chemical battery. Batteries, connected in serial-parallel groups in order to obtain the appropriate voltage-current relevant parameters, together with power electronics converters form battery energy storage systems with capacities in excess of tens of megawatts (BES, Battery Energy Storage). The power sector has long been using energy storage systems (BES), such as system hydroelectric pump stations. New electricity storage enabling technologies include: [5, 6]: • CAES Compressed Air Energy Storage. The idea of compressed air energy storage is very similar to the energy storage in hydroelectric pump stations. Only the medium has changed, which here is air. The compressed air energy storage technology involves compression, in an off-peak period, of large air volumes in a sealed underground cavern,

such as old mine workings. In a peak period the previously compressed air is released and directed to turbine blades of a turbine-generator set that generates electricity. • Supercapacitors. The supercapacitor operating principle is similar to the classical model of electrolytic capacitors. The vast area of the electrodes (pads) provides high capacity, more than one farad. Owing to their good design, supercapacitors can be charged very quickly. A supercapacitor is made up of two carbon pads (porous electrodes) separated by an electrolyte, whereby a separator is set as a membrane permeable only to positive charges – ions. Once voltage is supplied to the electrodes, they attract electrical charges that accumulate on them. • Flywheel Energy Storage. An electric motor converts electricity into mechanical energy. The rotor of an electric motor coupled to a flywheel shaft accelerates it and thus transfers energy to the flywheel. Energy is stored in the flywheel’s rotating mass. Kinetic energy storage begins to give energy back when the flywheel shaft is coupled to the rotor of a generator,

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 32–37

in which mechanical energy is converted into electricity. • S MES Superconducting Magnetic Energy Storage. Energy is stored in the magnetic field induced in a DC powered superconducting coil. The coil obtains superconductor properties after cooling it to the superconductivity temperature with liquid helium or liquid nitrogen. • FC Fuel Cells. Hydrogen is stored in artificial reservoirs. Hydrogen can be stored in a gaseous or liquid state, or it may be trapped in a chemical compound (e.g. methanol). The easiest way to obtain hydrogen is water electrolysis (loading the storage). The chemical fuel obtained this way (hydrogen) is reconverted back to electricity in a fuel cell (storage unloading).

2. Energy storage applications Electricity storage technologies can contribute to improving the performance of the power system’s various sub-sectors. It is assumed that the greatest benefits can be accomplished by applying energy storage technologies in hybrid systems to enhance performance of unstable sources using renewable energy resources. But this is not the only area of applying these technologies in the power sector. The main areas of application can be arranged in four groups [5, 6]: • support for renewable energy sources • support for end-customers • support for the generation sub-sector, including increase in the system reserve (”hot standby”) • support for the electricity transmission and distribution sub-sector.

Energy storage technology

Application area RES

G&SR

T&D

SMES Superconducting Magnetic Energy Storage

not

yes

not

yes

Supercapacitors

yes

not

BES Battery energy storage – various technologies

yes

FC Fuel Cells – various technologies

yes

yes (UPS)

yes

Hydroelectric pump stations

yes

not

yes

CAES Compressed air energy storage

yes

not

yes

FES Flywheel Energy Storage

yes

not

RES – support for RES, ER – end-customers, G&SR – generation and system reserve, T&D – support for transmission and distribution

Tab. 1. Energy storage technology application areas [6]

Further in the paper, two concepts of an energy storage system with an assumed capacity ( 50 MWh) are presented, using the following technologies: • BES Battery Energy Storage • CAES Compressed Air Energy Storage. According to the authors, these technologies at their present stage of development are the most suitable for long-term electricity storage for the power system.

3. Battery energy storage concept Battery energy storage can be implemented using the topology of DC subsystems adopted from UPS technology, whereby DC subsystems (batteries and rectifiers) play an important, if not the most important, role, influencing UPS technology’s applicability. Tab. 2 presents four topologies that, in the author’s opinion, enable battery energy storage implementation with the assumed capacity [1, 3, 5, 6]. It should be remembered that the waveform of a current input from, or output to, the network should be sinusoidal (or quasi – sinusoidal with minimal harmonic content). Both converters can be procured using multi-pulse (12- or 24-pulse ) thyristor or transistor technology. When selecting solutions for the inverter design, the following two questions have to be answered: 1. Is the inverter intended only for synchronous operation with the network at a symmetrical load? 2. Should the inverter operate in a power supply system without power network voltage presence? In other words, is its insular (island) operation at a symmetrical and asymmetrical load expected? As regards the first point, it can be noted that this is the normal operation of a system supplying energy generated, for example, by a synchronous generator, to a network. In this case a thyristor or transistor based inverter may be used. The inverter’s current protection can be set just above its nominal current. High current, necessary to trigger the short-circuit current protection, may be drawn from the power system. It is quite different regarding insular (island) operation of the node, to which the energy storage system is connected. Requirements for an inverter for insular operation are: • If there is a voltage in the network, the inverter operates as in point 1. However, if the voltage has disappeared and the system has proceeded to insular operation, the inverter must guarantee an appropriate voltage with required parameters of electricity quality in the node. • In addition, in the event of overload the inverter’s own current limiter must protect it against overcurrent. At the same time, in the event of a short-circuit the inverter must provide high current, such as Iwy = (6–10)IN in a short term. Such high current is necessary to ensure the protection’s appropriate selectivity. • The inverter must be made in transistor technology. Transistors with high current ratings must be used for this.

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 32–37

BES topology

Schematic diagram

Technical characteristics

BES made up of two power electronic converters (rectifier and inverter) and a storage battery. In this setup the rectifier ensures proper charging current waveforms, while the inverter enables the network's supply from the battery.

This is a parallel technology of a storage made up of n topology I storages. All individual storages operate as those in topology I. Their parallel setup increases reliability of the entire system. To comply with parameters required in the point of connection with the National Power System (NPS), n smaller energy storage units may be used.

III

This BES topology utilises a bi-directional power electronic converter and a storage battery. The bi-directional converter requires more advanced control systems that may increase the unit capital expenditure for such converters.

This is a parallel technology of a storage made up of n topology III storage units. Their parallel setup increases the reliability of entire system. To comply with parameters required in the point of connection with the NPS, n smaller energy storage units may be used.

Tab. 2. Topologies enabling the implementation of battery energy storage with the assumed capacity [6]

A storage design that employs both semiconductor technologies, e.g. thyristor rectifier and transistor inverter, is possible. As regards the choice of battery technology, it seems that a lead-acid accumulator with armour plate, well suited for cyclic operation, would be optimal here. Battery energy storage technical specifications are as follows [6]: • power: 10÷50 MW • DC voltage: 500÷1,000 V • discharge time: 1÷5 h • number of monoblocks (2 V) in ”chain”: depends on the storage battery operating voltage • number of ”chains”: depends on the storage power (capacity) • accumulator type: lead-acid

• s torage enclosure: building or steel structure • air conditioning: required due to the lead-acid battery properties • power electronic converter design: thyristor (SCR, GTO) and/or IGBT transistor technology • connection to the NPS: new Main Supply Point, existing Main Supply Point, tap • master control and supervision system (from the system operator level): required. Tab. 3 lists energy storages procured in various battery technologies [1, 3, 6].

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 32–37

Name, location

Technology

Power, MW

Energy, MWh

Battery configuration

Southern California Edison, Chino, California, USA

lead-acid batteries

8,256 × 2,600 Ah, 8 parallel chains of 1,032 cells

Golden Valley Electric Association (GVEA), Fairbanks, Alaska, USA

nickel-cadmium batteries

6.5

13,760 cells, 4 chains of 3,440 cells

Metlakatla Power and Light (MP&L), Alaska, USA

VRLA lead-acid batteries

1.4

1,134 cells, 100 A75 modules per chain

Pacificorp Castle Valley, Utah, USA

vanadium redox flow batteries

0.250

AEP Sodium Sulphur Distributed Energy Storage System at Chemical Station, Charleston, West Virginia, USA

sodium-sulphur batteries

7.2

20 modules of 50 kW

Long Island, New York Bus Terminal Energy Storage System, NY, USA

sodium-sulphur batteries

1.2

6.5

20 modules of 60 kW

Brockway Standard Lithography Plant, Homerville, Georgia, USA

lead-acid batteries

0.055

Puerto Rico Electric Power Authority (PREPA) Battery System, Sabana Llana, Puerto Rico

lead-acid batteries

Futamata, Prefecture Aomori, Japan

sodium-sulphur batteries

238

Sumitomo Densetsu Office, Osaka, Japan

vanadium redox flow batteries

0.8

60 modules of 50 kW

Berliner Kraft- und Light (BEWAG), Berlin, Germany

lead-acid batteries

17 (8.5)*

7,080 × 1,000 Ah, 12 chains of 590 cells

5 modules of 50 kW

2,000 cells, 8 modules of 250 kW 6,000 × 1,600 Ah, 6 parallel chains of 1,000 cells ?

* 8.5 MW – at 60 min frequency regulation mode, 17 MW – at 20 min reserve mode

Tab. 3. Battery energy storages in operation

4. CAES compressed air energy storage concept Compressed air energy storage is designed to store high ”energy volumes” for long periods. As in the case of hydro pumped plants, the peak-pump operation is assumed here that enables load levelling in the power system. So far, two such facilities, interoperable with a power network, have been designed, commissioned, and tested. The first facility with 290 MW capacity was commissioned in Huntorf, Germany, in December 1978. The facility can operate at full power for three hours. Its unit heat consumption is 6,050 Btu/kWh (6,383 kJ/kWh). Compressed air is stored in two salt caverns with a capacity of 150,000 m3 each, located 600 m and 800 m beneath the ground surface. The air is stored there under pressure of 70 bar (7 MPa), and it takes 8 hours to fill up the caverns with a 60 MW compressor. The other operated facility is 110 MW CAES MacIntosh, built in the United States, in Alabama, and commissioned in June 1991. The facility can operate at full power for 26 hours. The both facilities’ topologies are similar, except that the US system has an additional recuperator using waste heat to preheat the being expanded air, thus reducing the fuel consumption by almost 25%. The solutions incorporated there may be described as “First Generation CAES” [2, 4, 5, 6, 7]. To this day, many CAES storage topologies have been developed to enable power applications’ implementation, both large and small scale. The power range typical for this technology is 15 to 600 MW and is highly dependent on the CAES system topology. The solutions proposed can be described as

”Second Generation CAES”. All topologies, classic and new alike, use waste heat to improve thermodynamic processes. The basic devices which CAES storage is typically made up of, include: • gas turbine set (except adiabatic CAES systems) • turbine set pneumatic (expansion) engine – generator (expander – generator) • compressed air storage • set of compressed air cooling elements (coolers) • indirect combustion chamber(s), (optionally, depending on the topology) • multi-stage compressor • recuperator (heat exchanger) • supervision and control system • auxiliaries (switchgear, electrical wiring, computer system, etc.). The following compressed air storage accommodation options are taken into account: • Geological formations, such as: –– salt excavation (salt cavern) –– post-mining pit (solid rock) –– aquifers –– depleted gas deposits • artificial reservoirs (geological structure independent). In a CAES system with a gas turbine, the turbine power accounts for ca. 30÷35% of the system capacity. A CAES storage system with an assumed capacity can be implemented using two topologies, the brief technical characteristics 35

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 32–37

r ecuperator WP and NP 9.9 MW expansion engine compressed air pipe storage 10 × 103 m3 auxiliaries (switchgear) electrical wiring, computer system, etc.

Air Injection

• • • • •

Inlet Chilling (with closed air circuit)

Schematic diagram and parameter estimates

of which are summarized in Tab. 4 [4, 6]. In either case the facility’s footprint will be ca. 2,340 m2. The systems are made up of: • gas turbine, e.g. 5.9 MW Taurus CT • WP compressor • NP compressor

Tab. 4. Topologies enabling the implementation of compressed air energy storage with an assumed capacity

5. Summary Long-term energy storage technologies can be widely used in all sub-sectors of the power system. Capital expenditures for the proposed storage solutions with a capacity of at least 50 MWh are: ca. 40 million PLN for the battery storage, and ca. 70 million PLN for the compressed air storage [2, 4, 5, 6, 7]. It should be noted that these are cost estimates. The battery storage technology’s capital expenditures are lower than those of the CAES technology. It should be noted, however, that battery systems are very troublesome operation-wise. Inappropriate operation may result in a drastic reduction in the storage battery’s life, which can enforce its replacement

earlier than stated by the manufacturer. Given that the storage battery accounts for a major share in the capital expenditures, its economic advantage may be illusory. Future applications of CAES technology and its technical and economic optimization will require a very painstaking geological exploration, covering the area of operation of the power system operator, relating to the locations of geological formations that may possibly be suitable for storage accommodation. This is because of large differences in the capital expenditures between natural and man-made compressed air storage facilities, arguing clearly in favour of the former.

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 32–37

REFERENCES 1. Doughty D.H. et al., Batteries for Large-Scale Stationary Electrical Energy Storage. The Electrochemical Society Interface, 2010. 2. Gardner J., Haynes T., Overview of Compressed Air Energy Storage. Office of Energy Research, Policy and Campus Sustainability, December 2007. 3. Garimella N., Nirmal-Kumar C.N., Assessment of Battery Energy Storage Systems for Small-Scale Renewable Energy Integration, 2009. 4. Nakhamkin M. i in., Second Generation of CAES Technology – Performance, Operations, Economics, Renewable Load Management, Green Energy, POWER-GEN International, Las Vegas, December 2009. 5. Paska J., Kłos M., Techniczne i ekonomiczne aspekty magazynowania energii dla poprawy efektywności wykorzystania OZE

na przykładzie elektrowni wiatrowych [Technical and economic aspects of energy storage to improve the RES use efficiency in the example of wind power plants], Conference proceedings “Aktualne problemy w elektroenergetyce APE 2009” [Current problems in the power sector APE 2009], Jurata, June 2009. 6. Paska J. et al., Możliwości budowy w warunkach polskich magazynów energii przyłączonych do sieci elektrycznych o pojemności powyżej 50 MWh i czasie przechowywania powyżej 5 godzin [Available in the Polish conditions, construction options of over 50 MWh capacity and over 5 h storage time energy storage facilities connected to the power network], Study commissioned by PSE Operator SA, Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology, Warsaw, December 2010. 7. Pedrick G., Compressed Air Energy Storage Engineering and Economic Study, New York State Energy Research and Development Authority, December 2009.

Józef Paska Warsaw University of Technology e-mail: Jozef.Paska@ien.pw.edu.pl Employed at the Institute of Electrical Power Engineering, Warsaw University of Technology. His scientific interests are focused on power generation, including distributed generation and RES use, electrical power management and economics, power system reliability and power supply security.

Mariusz Kłos Warsaw University of Technology e-mail: Mariusz.Klos@ien.pw.edu.pl Employed at the Institute of Electrical Power Engineering, Warsaw University of Technology. His scientific interests are generally concentrated on the means of effective integration of generation units operated in various technologies (especially alternative and RES), and the integration of energy storages with the power system with the use of electronic power circuits.

Paweł Antos PSE Operator e-mail: Pawel.Antos@pse-operator.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering at Warsaw University of Technology (2000). His occupation is related to the transmission operations of the Transmission System Operator in Poland.

Grzegorz Błajszczak Emerson Process Management Power & Water Solutions e-mail: grzegorz.blajszczak@gmail.com A former scientific employee at the Warsaw University of Technology. Currently employed at Emerson Process Management Power & Water Solutions in the field of power plant control systems. An expert in electrical power quality.

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 32–37

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 32–37. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Koncepcja zasobnika energii elektrycznej o zdolności magazynowania 50 MWh Autorzy

Józef Paska Mariusz Kłos Paweł Antos Grzegorz Błajszczak

Słowa kluczowe

magazynowanie energii elektrycznej, bateryjny zasobnik energii, pneumatyczny zasobnik energii

Streszczenie

Urządzenia umożliwiające magazynowanie energii elektrycznej dzielimy na: urządzenia technologii magazynowania pośredniego (z udziałem konwersji energii elektrycznej na inny rodzaj energii) i magazynowania bezpośredniego (w polu elektrycznym lub magnetycznym). Do technologii umożliwiających magazynowanie energii elektrycznej należą: elektrownie wodne pompowe; akumulatory (BES – ang. Battery Energy Storage); pneumatyczne zasobniki energii (CAES – ang. Compressed Air Energy Storage); superkondensatory (ang. Supercapacitors); kinetyczne zasobniki energii (FES – ang. Flywheel Energy Storage); nadprzewodzące zasobniki energii (SMES – ang. Superconducting Magnetic Energy Storage); ogniwa paliwowe (FC – ang. Fuel Cells) rewersyjne lub pracujące w układach z elektrolizerami i magazynowaniem wodoru. Technologie te charakteryzują się różnymi właściwościami technicznymi i parametrami ekonomicznymi, warunkującymi możliwości ich zastosowania. W artykule przedstawiono dwie koncepcje zasobnika energii elektrycznej o zdolności magazynowania co najmniej 50 MWh, wykorzystującą magazynowanie elektrochemiczne (BES) oraz wykorzystującą magazynowanie w postaci sprężonego powietrza (CAES).

1. Podział technologii zasobników energii elektrycznej Wszystkie urządzenia umożliwiające magazynowanie energii elektrycznej można podzielić na: urządzenia technologii magazynowania pośredniego (z udziałem konwersji energii elektrycznej na inny rodzaj energii, np.: kinetyczną, chemiczną) i magazynowania bezpośredniego (w polu elektrycznym lub magnetycznym). Powszechnie znanym urządzeniem służącym do magazynowania energii elektrycznej jest akumulator. Akumulatory, połączone w grupy szeregowo-równoległe w celu uzyskania odpowiednich parametrów napięciowo-prądowych, tworzą wraz z przetwornicami energoelektronicznymi bateryjne zasobniki energii o mocach przekraczających dziesiątki megawatów (BES – ang. Battery Energy Storage). W energetyce od dawna wykorzystuje się zasobniki energii (ZE), jakimi są systemowe elektrownie wodne pompowe. Do nowych technologii umożliwiających magazynowanie energii elektrycznej należą [5, 6]: • Pneumatyczne zasobniki energii (CAES – ang. Compressed Air Energy Storage). Idea magazynowania energii w pneumatycznych zasobnikach energii jest bardzo podobna do magazynowania energii przez elektrownie wodne pompowe. Zmianie ulega jedynie medium, którym jest tu powietrze. W pneumatycznych zasobnikach energii, w czasie dolin energetycznych, następuje sprężanie dużych mas powietrza w uszczelnionych grotach podziemnych, np. starych wyrobiskach kopalnianych. W czasie szczytów

energetycznych sprężone wcześniej powietrze jest uwalniane i kierowane na łopatki turbiny turbozespołu, który generuje energię elektryczną. • Superkondensatory (ang. Supercapacitors). Zasada działania superkondensatora jest podobna do modelu funkcjonowania klasycznych kondensatorów elektrolitycznych. Olbrzymia powierzchnia elektrod (okładzin) zapewnia dużą pojemność, która wynosi powyżej jednego Farada. Dzięki odpowiedniej budowie superkondensatory mogą być bardzo szybko ładowane. Superkondensator jest zbudowany z dwóch okładzin (elektrod porowatych) węglowych, przedzielonych elektrolitem, w którym jest umieszczony separator w postaci membrany przepuszczającej tylko ładunki dodatnie – jony. Doprowadzenie napięcia stałego do elektrod powoduje zgromadzenie się na nich ładunku elektrycznego. • Kinetyczne zasobniki energii (FES – ang. Flywheel Energy Storage). Silnik elektryczny zamienia energię elektryczną na energię mechaniczną. Wirnik silnika elektrycznego, sprzęgnięty z wałem koła zamachowego, rozpędza je i w ten sposób przekazuje energię do koła zamachowego. Energia zostaje zmagazynowana w masie wirującego koła zamachowego. Zasobnik kinetyczny zaczyna oddawać energię w chwili, gdy wał koła zamachowego zostaje sprzęgnięty z wirnikiem generatora, w którym energia mechaniczna jest zamieniana na energię elektryczną.

• Nadprzewodzące zasobniki energii (SMES – ang. Superconducting Magnetic Energy Storage). Energia jest tu magazynowana w polu magnetycznym indukowanym w cewce nadprzewodzącej zasilanej prądem stałym. Cewka uzyskuje właściwości nadprzewodnika po schłodzeniu jej do temperatury nadprzewodnictwa za pomocą ciekłego helu lub ciekłego azotu. • Ogniwa paliwowe (FC – ang. Fuel Cells). Magazynowanie wodoru odbywa się w zbiornikach sztucznych. Wodór może tu być magazynowany w stanie gazowym, ciekłym lub też może być uwięziony w związkach chemicznych (np. metanol). Najprostszym sposobem pozyskania wodoru jest przeprowadzenie elektrolizy wody (proces ładowania zasobnika). Tak otrzymane paliwo chemiczne (wodorowe) jest przekonwertowywane z powrotem na energię elektryczną w ogniwie paliwowym (proces rozładowania zasobnika). 2. Obszary zastosowań zasobników energii Technologie zasobników energii elektrycznej mogą przyczynić się do usprawnienia funkcjonowania poszczególnych podsektorów systemu elektroenergetycznego. Zakłada się, że największe korzyści można odnieść, wykorzystując technologie ZE w układach hybrydowych do usprawnienia pracy źródeł niestabilnych wykorzystujących, odnawialne zasoby energii. Nie jest to jednak jedyny obszar zastosowania tych technologii w sektorze elektroenergetycznym.

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 32–37

Główne obszary zastosowań można zestawić w cztery grupy [5, 6]: • wsparcie dla odnawialnych źródeł energii • wsparcie dla odbiorcy końcowego • wsparcie dla podsektora wytwórczego, w tym zwiększenie rezerwy systemowej („gorącej rezerwy”) • wsparcie dla podsektora przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. W tab. 1 zestawiono obszary aplikacyjne dla technologii ZE [6]. Technologie ZE

Obszary aplikacyjne OZE

GiRS

PiD

Nadprzewodzące zasobniki energii

nie

tak

nie

tak

Superkondensatory

tak

nie

tak

tak (UPS)

tak

Bateryjne zasobniki energii – tak różne technologie Ogniwa paliwowe – różne tak technologie Elektrownie wodne pompowe

tak

nie

tak

Pneumatyczne zasobniki energii

tak

nie

tak

Kinetyczne zasobtak niki energii

tak

nie

OZE – wsparcie dla OZE, OF – użytkownicy końcowi, GiRS – generacja i rezerwa systemowa, PiD – wsparcie dla przesyłu i dystrybucji Tab. 1. Zestawienie obszarów aplikacyjnych dla technologii ZE

Topologia BZE

W dalszej części artykułu przedstawiono dwie koncepcje zasobnika energii o założonej pojemności ( 50 MWh), wykorzystujące technologie: • bateryjnych zasobników energii (BES – ang. Battery Energy Storage) • pneumatycznych zasobników energii (CAES – ang. Compressed Air Energy Storage). Wymienione technologie na obecnym etapie zaawansowania są, zdaniem autorów, najbardziej predysponowane do budowy długookresowych magazynów energii elektrycznej na potrzeby systemu elektroenergetycznego. 3. Koncepcja bateryjnego zasobnika energii Układ zasobnika bateryjnego można zrealizować, wykorzystując topologie podukładów DC zapożyczone z technologii UPS, w których podukłady DC (baterie i prostowniki) pełnią istotną, jeśli nie najważniejszą rolę, wpływając na możliwości aplikacyjne technologii UPS. W tab. 2 zaprezentowano cztery topologie umożliwiające, zdaniem autorów, realizację układu bateryjnego zasobnika energii o założonej pojemności [1, 3, 5, 6]. Należy pamiętać, że prądy pobierane i wprowadzane do sieci powinny mieć przebieg sinusoidalny (bądź quasi-sinusoidalny z jak najmniejszą zawartością wyższych harmonicznych). Obie przetwornice można wykonać z wykorzystaniem wielopulsowej (12- bądź 24-pulsowej) technologii tyrystorowej lub tranzystorowej. Przy doborze rozwiązań na potrzeby budowy falownika należy odpowiedzieć na dwa pytania: 1. Czy falownik jest przeznaczony tylko do pracy synchronicznej z siecią przy obciążeniu symetrycznym? 2. C zy falownik powinien pracować

Schemat ideowy

w układzie zasilania bez obecności napięcia sieci elektroenergetycznej? Inaczej mówiąc, czy jest przewidywana praca wyspowa z obciążeniem symetrycznym i asymetrycznym? W odniesieniu do punktu pierwszego można zauważyć, że jest to typowa praca układu przekazującego do sieci energię wyprodukowaną, np. w generatorze synchronicznym. Użyty w tym przypadku falownik może być falownikiem tyrystorowym lub tranzystorowym. Zabezpieczenie prądowe falownika może być dobrane do prądu nieznacznie przekraczającego prąd nominalny falownika. Duży prąd, konieczny do wyzwolenia zabezpieczeń prądowych przy zwarciu, może być pobrany z systemu elektroenergetycznego. Zupełnie inaczej przedstawia się sytuacja dla pracy wyspowej węzła, do którego jest przyłączony układ zasobnika. Wymagania dla falownika pracującego w układzie wyspowym są następujące: • Jeśli w sieci istnieje napięcie, to współpraca zasobnika wygląda jak w punkcie 1. Jeżeli jednak napięcie to zaniknie i układ przejdzie do pracy wyspowej, to falownik musi gwarantować odpowiednie napięcie o wymaganych parametrach jakościowych energii elektrycznej w węźle. • Dodatkowo w czasie przeciążenia ograniczenie prądowe własne falownika musi go chronić od przeciążenia. Jednocześnie w przypadku zwarcia falownik musi dostarczyć prąd dużej wartości, np. Iwy= (6–10)IN w krótkim okresie. Tak duża wartość prądu jest niezbędna do zapewnienia odpowiedniej selektywności działania zabezpieczeń. • Falownik musi być wykonany w technologii tranzystorowej. Do jego budowy muszą być użyte tranzystory o dużych prądach znamionowych.

Charakterystyka techniczna

ZE zbudowany z dwóch przetwornic energoelektronicznych (prostownika i falownika) i baterii akumulatorów. W tym układzie prostownik zapewnia właściwe przebiegi prądów ładowania baterii, zaś falownik umożliwia pracę baterii na sieć elektroenergetyczną.

Jest to topologia równoległa ZE zbudowanego z n zasobników wykonanych w topologii I. Działanie pojedynczych układów jest identyczne jak dla topologii I. Praca równoległa zwiększa niezawodność całego układu. Można tu wykorzystać n mniejszych układów zasobników energii, uzyskując w punkcie przyłączenia do KSE wymagane parametry.

III

Jest to topologia ZE zbudowana z wykorzystaniem przetwornicy energoelektronicznej dwukierunkowej i baterii akumulatorów. Przy wykorzystaniu przetwornicy dwukierunkowej należy zdawać sobie sprawę z potrzeby stosowania bardziej zaawansowanych układów sterowania, które mogą zwiększyć jednostkowe koszty inwestycyjne tych przetwornic.

Jest to topologia równoległa ZE zbudowanego z n zasobników wykonanych w topologii III. Praca równoległa zwiększa niezawodność całego układu. Można tu wykorzystać n mniejszych układów zasobników energii, uzyskując w punkcie przyłączenia do KSE wymagane parametry.

Tab. 2. Topologie umożliwiające realizację bateryjnego zasobnika energii o założonej pojemności [6]

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 32–37

Jest możliwa budowa układu zasobnika przy wykorzystaniu obu technologii półprzewodnikowych, np. prostownika tyrystorowego i falownika tranzystorowego. Jeśli chodzi o dobór technologii akumulatorów, wydaje się, że optymalne będą tu zasobniki z akumulatorami kwasowo-ołowiowymi z płytą pancerną, predysponowanymi do pracy cyklicznej. Parametr y techniczne bater yjnego ZE przedstawiają się następująco [6]:

• • • •

moc: 10÷50 MW napięcie DC: 500÷1000 V czas rozładowania: 1÷5 h liczba monobloków (2 V) w „łańcuchu”: zależy od przyjętego napięcia pracy baterii akumulatorów • liczba „łańcuchów”: zależy od mocy (pojemności) zasobnika • typ akumulatorów: kwasowo-ołowiowy • typ pomieszczenia dla zasobnika: budynek lub konstrukcja stalowa

Nazwa, lokalizacja

Technologia

Moc, MW

• klimatyzacja: wymagana ze względu na właściwości baterii kwasowo-ołowiowych • wykonanie przetwornic energoelektronicznych: technologia tyrystorowa (SCR, GTO) lub/i tranzystorowa IGBT • sposób przyłączenia do KSE: nowy GPZ, istniejący GPZ, odczep • nadrzędny układ sterowania i nadzoru (z poziomu operatora systemu): wymagany. W tab. 3 zestawiono zasobniki energii zbudowane według różnych technologii bateryjnych [1, 3, 6]. Energia, MWh

Konfiguracja baterii

Southern California Edison, Chino, Kalifornia, USA

baterie kwasowo-ołowiowe

8256 x 2600 Ah, 8 równoległych łańcuchów po 1032 ogniwa

Golden Valley Electric Association (GVEA), Fairbanks, Alaska, USA

baterie niklowo-kadmowe

6,5

13 760 ogniw, 4 łańcuchy po 3440 ogniw

Metlakatla Power and Light (MP&L), Alaska, USA

baterie kwasowo-ołowiowe VRLA

1,4

1134 ogniwa, 100 modułów A75 w łańcuchu

Pacificorp Castle Valley, Utah, USA

baterie wanadowe typu redox flow

0,250

AEP Sodium Sulfur Distributed Energy Storage System at Chemical Station, Charleston, West Virginia, USA

baterie sodowo-siarkowe

7,2

20 modułów po 50 kW

Long Island, New York Bus Terminal Energy Storage System, NY, USA

baterie sodowo-siarkowe

1,2

6,5

20 modułów po 60 kW

Brockway Standard Lithography Plant, Homerville, Georgia, USA

baterie kwasowo-ołowiowe

0,055

Puerto Rico Electric Power Authority (PREPA) Battery System, Sabana Llana, Puerto Rico

baterie kwasowo-ołowiowe

Futamata, Prefektura Aomori, Japonia

baterie sodowo-siarkowe

238

Sumitomo Densetsu Office, Osaka, Japonia

baterie wanadowe typu redox flow

0,8

60 modułów po 50 kW

Berliner Kraft- und Light (BEWAG), Berlin, Niemcy

baterie kwasowo-ołowiowe

17 (8,5)*

7080 x 1000 Ah, 12 łańcuchów po 590 ogniw

5 modułów po 50 kW

2000 ogniw, 8 modułów po 250 kW 6000 x 1600 Ah, 6 równ. łańcuchów po 1000 ogniw ?

* 8,5 MW – w trybie 60 min regulacji częstotliwości, 17 MW – w trybie 20 min rezerwy

Tab. 3. Zrealizowane bateryjne zasobniki energii

4. Koncepcja pneumatycznego zasobnika energii Pneumatyczne zasobniki energii elektrycznej są przewidziane do magazynowania dużych „ilości energii” w długich okresach czasu. Tak jak w przypadku elektrowni wodnych pompowych zakłada się tutaj pracę szczytowo-pompową, umożliwiającą wyrównywanie obciążenia w systemie elektroenergetycznym. Jak dotąd zaprojektowano, uruchomiono i przebadano dwie instalacje współpracujące z siecią elektroenergetyczną. Pierwsza instalacja, o mocy 290 MW, została uruchomiona w niemieckim Huntorfie w grudniu 1978 roku. Układ może pracować z pełną mocą przez trzy godziny. Jednostkowe zużycie ciepła jest tu na poziomie 6050 Btu/ kWh (6383 kJ/kWh). Magazynami sprężonego powietrza są dwie kawerny solne o objętości 150 tys. m3 każda, zlokalizowane 600 m i 800 m pod powierzchnią ziemi. Powietrze jest w nich przechowywane pod ciśnieniem 70 barów (7 MPa), a ich napełnienie za pomocą sprężarki o mocy 60 MW trwa 8 godz. Drugą działającą instalacją jest

110 MW CAES MacIntosh, zbudowana w Stanach Zjednoczonych w stanie Alabama i uruchomiona w czerwcu 1991 roku. Układ może pracować z pełną mocą przez 26 godz. Topologia obu działających instalacji jest bardzo podobna z tym wyjątkiem, że instalacja amerykańska ma dodatkowo rekuperator wykorzystujący ciepło odpadowe do wstępnego ogrzania rozprężanego powietrza, dzięki czemu zredukowano zużycie paliwa o prawie 25%. Zastosowane w nich rozwiązania można określić mianem „CAES pierwszej generacji” [2, 4, 5, 6, 7]. Do dzisiaj zostało opracowanych wiele topologii zasobników CAES umożliwiających realizację aplikacji elektroenergetycznych, zarówno w dużej, jak i małej skali. Typowy zakres mocy dla tej technologii wynosi 15÷600 MW i ściśle zależy od topologii systemu CAES. Proponowane w nich rozwiązania można określić mianem „CAES drugiej generacji”. Wszystkie, zarówno klasyczne, jak i nowe topologie wykorzystują ciepło odpadowe do usprawnienia procesów termodynamicznych.

Podstawowymi urządzeniami, z których jest zbudowany typowy zasobnik CAES, są: • turbozespół gazowy (nie występuje w układzie adiabatycznym CAES) • turbozespół silnik pneumatyczny (ekspansyjny) – prądnica (rozprężacz – prądnica) • magazyn sprężonego powietrza • układ elementów chłodzących sprężane powietrze (chłodnice) • pośrednia(e) komora(y) spalania (opcjonalnie w zależności od zastosowanej topologii) • sprężarka wielostopniowa • rekuperator (wymiennik ciepła) • system nadzoru i sterowania • instalacja potrzeb własnych (rozdzielnia, instalacja elektryczna, instalacja komputerowa itp.). Do magazynowania sprężonego powietrza rozpatruje się wykorzystywanie: • formacji geologicznych, takich jak: –– wyrobiska solne (kawerny solne) –– wyrobiska pokopalniane (lita skała) –– formacje wodonośne –– wyeksploatowane złoża gazu

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 32–37

• silnik ekspansyjny WP i NP o mocy 9,9 MW • rurowy magazyn sprężonego powietrza o objętości 10 × 103 m3 • instalacje potrzeb własnych (rozdzielnia) • instalacja elektryczna, instalacja komputerowa itp.

Air Injection (z wtryskiem powietrza)

zestawiono w tab. 4 [4, 6]. Instalacja w obu przypadkach będzie zajmowała powierzchnię ok. 2340 m2. W skład instalacji wchodzą: • turbina gazowa, np. typu Taurus CT o mocy 5,9 MW • kompresor WP • kompresor NP • rekuperator

Inlet Chilling (z zamkniętym obiegiem powietrza)

Schemat ideowy i szacunkowe parametry

• zbiorników sztucznych (niezależnych od struktur geologicznych). W układach CAES z turbiną gazową udział jej mocy stanowi około 30÷35% mocy instalacji. Układ pneumatycznego zasobnika energii o zakładanej pojemności można zrealizować, wykorzystując dwie topologie, których krótką charakterystykę techniczną

Tab. 4. Topologie umożliwiające realizację pneumatycznego zasobnika energii o założonej pojemności

5. Podsumowanie Technologie długookresowych zasobników energii mogą znaleźć bardzo szerokie zastosowanie we wszystkich podsektorach systemu elektroenergetycznego. Koszty inwestycyjne proponowanych rozwiązań zasobnika o zdolności magazynowania co najmniej 50 MWh wynoszą: ok. 40 mln zł dla zasobnika bateryjnego i ok. 70 mln zł dla zasobnika pneumatycznego [2, 4, 5, 6, 7]. Należy podkreślić, że są to wartości szacunkowe. Porównując koszty inwestycyjne dla technologii bateryjnych i CAES, korzystniej wypada zasobnik bateryjny. Należy jednak pamiętać, że układy bateryjne są bardzo kłopotliwe z eksploatacyjnego punktu widzenia. Niewłaściwa eksploatacja może spowodować drastyczne obniżenie żywotności baterii akumulatorów, co może wymusić ich wymianę wcześniej, niż to wynika z zapewnień producenta. Biorąc pod uwagę, że bateria akumulatorów ma główny udział w kosztach inwestycyjnych, to ekonomiczna przewaga może być złudna.

Przyszłościowe zastosowanie technologii CAES wraz z jej optymalizacją techniczno-ekonomiczną będzie wymagało wykonania bardzo skrupulatnych badań geologicznych, obejmujących obszar działania danego operatora systemu elektroenergetycznego, dotyczących lokalizacji możliwych do wykorzystania formacji geologicznych. Podyktowane jest to dużymi różnicami w kosztach inwestycyjnych pomiędzy naturalnymi a sztucznymi zbiornikami spełniającymi rolę magazynów sprężonego powietrza, przemawiającymi jednoznacznie na korzyść tych pierwszych.

Bibliografia 1. Doughty D.H. i in., Batteries for LargeScale Stationary Electrical Energy Storage. The Electrochemical Society Interface, 2010. 2. Gardner J., Haynes T., Overview of Compressed Air Energy Storage. Office of Energy Research, Policy and Campus Sustainability, December 2007. 3. Garimella N., Nirmal-Kumar C.N., Assessment of Battery Energy Storage Systems for Small-Scale Renewable Energy Integration, 2009. 4. Nakhamkin M. i in., Second Generation of CAES Technology – Performance, Operations, Economics, Renewable Load Management, Green Energy, POWER-GEN International, Las Vegas, December 2009. 5. Paska J., Kłos M., Techniczne i ekonomiczne aspekty magazynowania energii dla poprawy efektywności wykorzystania OZE na przykładzie elektrowni

J. Paska et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 32–37

wiatrowych, materiały konferencyjne „Aktualne problemy w elektroenergetyce APE 2009”, Jurata, czerwiec 2009. 6. Paska J. i in., Możliwości budowy w warunkach polskich magazynów energii przyłączonych do sieci

elektrycznych o pojemności powyżej 50 MWh i czasie przechowywania powyżej 5 godzin, praca dla PSE Operator SA, Instytut Elektroenergetyki PW, Warszawa, grudzień 2010.

7. Pedrick G., Compressed Air Energy Storage Engineering and Economic Study, New York State Energy Research And Development Authority, December 2009.

Józef Paska

prof. dr hab. inż. Politechnika Warszawska e-mail: Jozef.Paska@ien.pw.edu.pl Pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Jego zainteresowania naukowe dotyczą technologii wytwarzania energii elektrycznej, w tym wytwarzania rozproszonego i wykorzystania odnawialnych zasobów energii, gospodarki elektroenergetycznej i ekonomiki elektroenergetyki, niezawodności systemu elektroenergetycznego i bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną.

Mariusz Kłos

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: Mariusz.Klos@ien.pw.edu.pl Pracuje na Politechnice Warszawskiej w Instytucie Elektroenergetyki. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się głównie wokół sposobów efektywnej integracji jednostek wytwórczych różnych technologii (w szczególności odnawialnych i alternatywnych) oraz zasobników energii z systemem elektroenergetycznym, przy wykorzystaniu układów energoelektronicznych.

Paweł Antos

mgr inż PSE Operator SA e-mail: Pawel.Antos@pse-operator.pl Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (2000). Jego praca zawodowa jest związana z działalnością przesyłową operatora systemu przesyłowego w Polsce.

Grzegorz Błajszczak

dr inż. Emerson Process Management Power & Water Solutions e-mail: grzegorz.blajszczak@gmail.com Niegdyś pracownik naukowy Politechniki Warszawskiej. Obecnie w Emerson Process Management Power & Water Solutions, gdzie zajmuje się układami sterowania elektrowni. Jest rzeczoznawcą w dziedzinie jakości energii elektrycznej.

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | 43–47

Coordination of voltage and reactive power control in the extra high voltage substations based on the example of solutions applied in the national power system Authors Dariusz Kołodziej Jarosław Klucznik

Keywords power system, reactive power control, voltage control

Abstract This paper presents examples of coordination between automatic voltage and reactive power control systems (ARST) covering adjacent and strongly related extra high voltage substations. Included are conclusions resulting from the use of these solutions. The Institute of Power Engineering, Gdańsk Division has developed and deployed ARST systems in the national power system for a dozen or so years.

1. Introduction Transformer ratio changes need coordination in the case of a strong (voltage and power) correlation of several control units (auto-transformers or transformers) operating in an area. Identification of such locations and providing them with ARST voltage and reactive power control systems, along with a coordination algorithm, enables better control of voltage and reactive power distribution in this area. This paper aims to present three solutions of coordinated operation of transformer stations provided with ARST systems applied in the NPS. The solutions presented apply to both the interaction of transformer stations close to each other, as well as to control coordination at the level of a single transformer substation.

2. Objective and types of coordination Lack of operating coordination of control systems in nearby substations may result in adverse phenomena, which include: • undesirable compensatory power flows between nodes (even at the same set voltages) • possibility of accidentally setting different voltages in adjacent substations resulting also in compensatory flows between nodes • increase in compensation flows between nodes by voltage measurement errors in each node, even while maintaining the same voltage • possible adverse mutual effects of control systems resulting

in instability of controlled values and an increased daily number of transformer tap changes. To avoid these risks, a mechanism of coordinating ARST control system operations has been introduced. In an area one master station has been specified as the leading one in the process of control of the value, on which it has the greatest impact (typically a 110 kV line voltage). Slave substations, one or two, play an ancillary role in the voltage control, and can prevent reactive power flow in a direction which is undesirable at a given moment. ARST control systems are provided with coordinated operation algorithms for the following conditions: • strong correlation of nearby substations supplied from the 220 kV network and interconnected on the 110 kV side; the coordination involves maintaining a slave substation’s voltage ratio • strong correlation of substations supplied at different voltages (220 and 400 kV) and interconnected on the 110 kV side; the coordination involves maintaining the slave substation’s set reactive power. A special instance of this solution is local coordination at the level of a single station (400/220/110 kV). Coordinated control processes in the currently installed ARST systems occur in the absence of detailed information about

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | 43–47

connections between stations: connector statuses and power measurements in 110/MV intermediate substations, operated generation sources (co-generation plants, wind turbines). Therefore, the coordination solutions presented here are simplified, but – as shown by operating practice and simulation studies – satisfactory.

3. Coordination by equal voltage ratios Fig. 1 presents an example of 110 kV voltage control coordination, which covers two transformer substations supplied from the 220 kV network. The substations are strongly correlated on the 110 kV and 220 kV sides alike. In addition, it can be observed that each of the transformers (usually a 160 MVA unit) induces a similar voltage change associated with a change in its ratio. The station with more transformers plays the master role and is distinguished for other reasons. The master station is responsible for voltage control. The slave substation, through the coordination mechanism, maintains the same ratio as the transformer or transformers in the master substation.

4. Coordination by reactive power Fig. 2 presents an example of 110 kV voltage control coordination, which covers two transformer substations supplied from different voltage levels: 400 kV and 220 kV. The substations are strongly correlated on the 110 kV side only. It is characteristic that usually 400/110 kV substations are provided with transformers much more powerful (250–330 MVA) than the 220/110 kV substations coordinated with them, which typically are equipped with 160 MVA units. Voltage changes induced by a 220/110 kV transformer’s ratio changes are several times smaller than those resulting from ratio changes in a 400/110 kV transformer. In such a coordination example the 400/110 kV substation is the master responsible for voltage control, while the 220/110 kV substation is responsible for maintaining the proper direction of reactive power flow from the 220 kV network to the 110 kV network.

400 kV 220 kV

Master station

QmN

reactive power control

voltage control 220 kV

220 kV

ϑN

Master station

ϑN

QmN 110 kV

QmP

110 kV

ϑP

tap position control

voltage control Um , Uz

Slave station

Um , Uz

Slave station

110 kV

Fig. 2. 110 kV voltage control coordination in substations supplied from different voltage levels

Fig. 1. 110 kV voltage control coordination in substations supplied from the 220 kV network

The control process implemented by the two ARST systems at all transformers’ quasi – parallel connection proceeds to meet the following requirements: Um– Uz ≤ εU

(1)

ϑP ≈ ϑN

(2)

where: Um – voltage measured at the master substation’s 110 kV side Uz – voltage control setpoint at the master substation’s 110 kV side εU – voltage control deadband zone at the master substation’s 110 kV side ϑN – voltage ratio of the master substation transformer(s) ϑP – voltage ratio of the slave substation transformer(s)

The control process implemented by the ARST systems aims at meeting the following requirements: Um– Uz ≤ εU

(3)

QmP– QZ ≤ εQ

(4)

where: Um – voltage measured at the master substation’s 110 kV side Uz – voltage control setpoint at the master substation’s 110 kV side εU – voltage control neutral zone at the master substation’s 110 kV side QmP – measured reactive power of the transformer at the slave substation QZ – reactive power setpoint of the transformer at the slave substation εQ – reactive power control neutral zone in the slave substation. The reactive power control setpoint in the slave substation depends on the reactive power flowing through the transformer(s) to the 110 kV systems in the master substation. This relation is given by:

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | 43–47

QZ = aQmN

(5)

The ARST systems’ algorithms automatically activate the coordination function when the user switches on the two Tr1 and Tr2 transformers for automatic operation in the ARST control system, and selects 110 kV voltage as the control criterion for them. The implemented control process aims at meeting the following requirements:

where: QZ – reactive power setpoint of the transformer at the slave substation QmN – measured reactive power of the transformer at the master substation a – coefficient that determines the correlation strength of control processes implemented by ARST systems at both substations.

Um– Uz ≤ εU

(6)

Qm1– Qm2 ≤ DQm

(7)

The reactive power setpoint determined in this way is, in addition, limited to a certain range, so that: it exceeds zero (reactive power flowing into the 110 kV systems) and does not exceed a specified upper limit depending, among other things, on the number of transformers at the slave substation and their rated powers. The limits and a coefficients are determined for each station in the course of analyzes preceding their installation, and during the ARST systems’ start-up.

where: Um – voltage measured at the 110 kV side Uz – voltage control setpoint at the 110 kV side εU – voltage control neutral zone at the 110 kV side Qm1, Qm2 – reactive powers measured in Tr1 and Tr2 transformers DQm – admissible difference in the reactive powers measured in Tr1 and Tr2 transformers.

400 kV

Tr1 voltage control

220 kV

Tr2 Qm1

voltage control Um , Uz

Qm2

110 kV

Fig. 3. 110 kV voltage control coordination within a single station

Fig. 3 presents an example of a specific instance of co-ordinated control using reactive power measurements. Unlike the above-presented examples, it relates to transformers installed in a single substation. The above figure shows a substation with three bus-bars (400, 220, and 110 kV ) and three transformers coupling these different voltage levels. In such facilities power may flow in different directions, depending also on the transformer ratio settings. Adverse effects would include reactive power transfer between the 400 kV and 220 kV systems through the 110 kV system, or so called power circulation between the three transformers. Thus, the voltage control algorithms, using Tr1 and Tr2 transformers, within the 110 kV node, should also take into account the volume and direction of the reactive power flow through them.

The processes of 110 kV voltage control and balancing the reactive powers flowing through Tr1 and Tr2 transformers are implemented simultaneously, while the power balancing is superior to the voltage control. The powers are so balanced that successive tab changes, in one or both transformers at the same time, reduce possible deviations in the voltage measured at the 110 kV side from the setpoint.

5. Examples of coordination in the national power system Here are some examples of the coordinated operation in selected NPS nodes provided with ARST systems with coordination algorithms. Fig. 4 and 5 presents a simplified power distribution in the area of Mokre (220/110 kV) – Zamość (220/110 kV) substations with no coordination and with coordination by equal ratios. In both cases, the aim was to keep a constant voltage at the 110 kV side (Uz = 122 kV). The arrows indicate the reactive power flow direction.

112 MW 18 Mvar

232 kV

MKR

234 kV

ϑMKR=1,84

ϑZAM=1,91

68 MW 42 Mvar

ZAM 102 MW -5 Mvar 122 kV

122 kV 10 MW 2 Mvar

12 MW -2 Mvar

ZMJ

ZMM

5 MW 3 Mvar

Fig. 4. Schematic diagram of the Mokre – Zamość network section. No coordination

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | 43–47

The autotransformers at Mokre and Zamość substations operate with ϑ = 1,84 and ϑ = 1,91 ratios, respectively. In this arrangement, the 110 kV side voltage levels are 122 kV, and of the upper side 232 and 234 kV, respectively. Fulfilment of voltage requirements doesn’t mean, however, that the power distribution within the two substations is correct. In Zamosc substation reactive power flows through the autotransformer towards the 220 kV side. This is undesirable.

235 kV

ϑMKR=1,90

MKR

OLM

ϑZAM=1,89

66 MW 13 Mvar

ZAM 102 MW 15 Mvar 122 kV

122 kV 10 MW -7 Mvar

232 kV

120 MW 45 Mvar

OLS

AT3

AT2 10 MW 37 Mvar

117 kV

11 MW 7 Mvar

ZMJ

10 MW 37 Mvar

409 kV

112 MW -6 Mvar

234 kV

In the first case, with correct voltage levels at the 110 kV side, there was superfluous reactive power transfer from Olsztyn Mątki substation through the 220 kV network to Olsztyn 1 substation, and then in the opposite direction through the 110 kV network to Olsztyn Mątki substation. This arrangement resulted in an unwanted load of the 220 kV and 110 kV lines, and of the 220/110 kV autotransformers in Olsztyn 1 substation.

233 kV

Q*0,2 7 MW -12 Mvar

ZMM

5 MW -9 Mvar

AT1

92 MW 8 Mvar

AT2 92 MW 7 Mvar 117 kV

Fig. 5. Schematic diagram of the Mokre – Zamość network section. Coordination by voltage ratios

Fig. 7. Schematic diagram of the Olsztyn Mątki – Olsztyn 1 network section. Reactive power coordination

In the second example, the substations also maintain the constant voltage level of 122 kV at the 110 kV side. Determination of the appropriate value of voltage ratio ϑ and transfer thereof from the master substation Mokre (ϑMKR = 1.90) to the slave substation Zamość (ϑZAM = 1.89) eliminates the problem of reactive power transfer to the 220 kV network, and at the same time reduces the autotransformers’ aggregate load. This load is more optimal from the loss viewpoint. The master station’s transferred voltage ratio ϑMKR , due to differences in the autotransformers’ designs, corresponds to a slightly different value ϑZAM in the slave substation.

Switching on coordination while maintaining the same voltages on the 110 kV side would enforce the power distribution shown in fig. 7. In this example the leading autotransformer is AT2 in Olsztyn Mątki substation. The coordination reactive power was determined through analyses and commissioning work at the substation. The following values were assumed: QZ = QAT2*0.2; a = 0,2 (in fig. 7 QZ = 45*0.2 = 9 Mvar). This value is transferred to the ARST system at Olsztyn 1 substation, set on AT1 and AT2 autotransformers, and maintained by the ARST system with neutral zone εQ= 10 Mvar. In this example, application of the coordination algorithm and the optimum setting of the autotransformer ratios allowed reducing the load of the 220/110 kV autotransformers in Olsztyn 1 substation, to ”reverse” the reactive power flow direction in the 110 kV lines connecting the two stations, and maintaining the set voltages in the substations.

Another example of strong correlation of close substations is the area of Olsztyn Mątki (400/220/110 kV) and Olsztyn 1 (220/110 kV) substations. A simplified diagram of the two stations with and without reactive power coordination is presented below (fig. 6 and 7). As in the previous case, the aim was to maintain a constant voltage at the 110 kV side (Uz = 122 kV). The arrows indicate the reactive power flow direction. 11 MW 73 Mvar

409 kV

OLM

231 kV

AT2 120 MW 3 Mvar

OLS

AT3 11 MW 73 Mvar

233 kV

117 kV

AT1 92 MW 26 Mvar

6 MW 22 Mvar

AT2 92 MW 30 Mvar 117 kV

Fig. 6. Schematic diagram of the Olsztyn Mątki – Olsztyn network section. No coordination 46

6. Summary Developers of ARST systems are aware that the coordinated control of close substations is, to a large extent, an ad hoc solution. It has been used over the last several years, due to the absence of more advanced area-wide solutions. It has enabled effective implementation and operation of voltage and reactive power control systems in the highest voltage substations. Despite some imperfections, it has allowed carrying automatic control in many NPS nodes. Local ARST systems coupled in substations with SCADA do not have and are not likely to have access to data sufficiently mapping the area’s condition, which would make the coordinated control more effective and adaptable to various network configurations and conditions.

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | 43–47

Coordinated control may be applied where strong correlation between substations is evident, easily definable and present most of the time during their normal operating regime, so the coordination mechanism might be switched on in a well-informed way and surely. There is a need to revise the rules on coordination of the existing solutions in the event of significant changes in the network. The ultimate solution, enabling being liberated from the existing coordinated control restrictions, is deployment of area-wide control systems at the level of dispatch centres. They will have access to information coming from all extra high voltage substations in the area, as well as 110/SN stations owned by distribution companies.

REFERENCES 1. Hellmann W., Szczerba Z., Regulacja częstotliwości i napięcia w systemie elektroenergetycznym [Frequency and voltage control in power system], Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warsaw 1978. 2. Malinowski A. et. al., Automatyczna regulacja napięcia transformatorów i autotransformatorów 400/110 i 220/110 kV, [Automatic voltage control of 400/110 and 220/110 kV transformers and autotransformers, 4/1994, pp. 120–123. 3. Kundur P. , Power System Stability and Control, McGraw Hill, Inc. 1994.

Dariusz Kołodziej Power Engineering Department, Gdańsk Division e-mail: d.kolodziej@ien.gda.pl Employed at the Power Engineering Department, Gdańsk Division. Involved, e.g. in the development and implementation of automatic voltage and reactive power control of EHV substations (ARST) and control systems for wind farms (URST) in the NSP.

Jarosław Klucznik Power Engineering Department, Gdańsk Division e-mail: j.klucznik@ien.gda.pl Employed at the Institute of Power Engineering, Gdańsk Division. Areas of scientific interest: power flow calculations and automatic control systems – ARST transformer regulation systems and control systems for wind farms (URST).

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 43–47

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 43–47. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Koordynacja regulacji napięcia i mocy biernej w stacjach najwyższych napięć na przykładzie rozwiązań stosowanych w KSE Autorzy

Dariusz Kołodziej Jarosław Klucznik

Słowa kluczowe

system elektroenergetyczny, regulacja mocy biernej, regulacja napięcia

Streszczenie

W artykule przedstawiono przykłady koordynacji pracy układów regulacji napięć i mocy biernych (ARST) obejmujących sąsiednie, silnie powiązane stacje najwyższych napięć. Zawarto wnioski wynikające ze stosowania tych rozwiązań. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk od kilkunastu lat opracowuje i wdraża układy ARST w krajowym systemie elektroenergetycznym.

1. Wstęp Potrzeba koordynacji zmian przekładni transformatorów występuje w przypadku silnego powiązania (napięciowego i mocowego) kilku jednostek regulacyjnych (autotransformatorów lub transformatorów), pracujących na danym obszarze. Identyfikacja takich miejsc i wyposażenie ich w układy regulacji napięcia i mocy biernej ARST, wraz z algorytmem koordynacyjnym, pozwala na lepszą kontrolę poziomu napięcia i rozpływu mocy biernej w tym obszarze. Niniejszy artykuł ma na celu przedstawienie trzech stosowanych w KSE rozwiązań pracy skoordynowanej stacji transformatorowych wyposażonych w układy ARST. Zaprezentowane rozwiązania dotyczą zarówno współpracy stacji transformatorowych położonych blisko siebie, jak również koordynacji regulacji na poziomie pojedynczej stacji transformatorowej. 2. Cel i rodzaje koordynacji Brak koordynacji pracy układów regulacji w stacjach nieodległych może spowodować niekorzystne zjawiska, do których zaliczamy: • niepożądane przepływy wyrównawcze mocy między węzłami (nawet przy jednakowych wartościach napięć zadanych) • możliwość przypadkowego wprowadzania różnych wartości zadanych napięć w sąsiednich stacjach skutkującą również przepływami wyrównawczymi między węzłami • nasilenie przepływów wyrównawczych między węzłami błędami pomiarów napięcia w poszczególnych węzłach nawet podczas utrzymywania napięcia o tej samej wartości • możliwość wzajemnego niekorzystnego oddziaływania układów regulacji powodującą brak stabilności regulowanych wielkości oraz zwiększenie dobowej liczby zmian zaczepów transformatorów. Aby wyeliminować wspomniane niebezpieczeństwa, wprowadzono mechanizm

koordynacji pracy układów regulacji ARST. Na danym obszarze wyróżnia się jedną stację nadrzędną, wiodącą w procesie regulacji wielkości, na którą posiada największy wpływ (najczęściej na napięcie w sieci 110 kV). Stacje podrzędne, jedna lub dwie, pełnią rolę pomocniczą w regulacji napięcia i mogą zapobiegać przepływowi mocy biernej w niepożądanym w danym momencie kierunku. Układy regulacji ARST wyposażone w algorytmy pracy skoordynowanej występują w przypadku: • silnego powiązania blisko położonych stacji zasilanych z sieci 220 kV i połączonych po stronie 110 kV, koordynacja polega na dotrzymywaniu zadanej przekładni przez stację podrzędną • silnego powiązania stacji zasilanych z różnych poziomów napięć (220 i 400 kV) i połączonych po stronie 110 kV, koordynacja polega na dotrzymywaniu zadanej mocy biernej przez stację podrzędną. Szczególnym przypadkiem takiego rozwiązania jest koordynacja lokalna na poziomie jednej stacji (400/220/110 kV). Procesy regulacji skoordynowanej w aktualnie zainstalowanych układach ARST odbywają się w warunkach braku szczegółowych informacji o połączeniach między stacjami: stanów łączników i pomiarów mocy w stacjach pośredniczących 110/SN, pracujących jednostek wytwórczych (elektrociepłowni, siłowni wiatrowych). W związku z powyższym przedstawione w artykule rozwiązania koordynacji są uproszczone, ale – jak wykazała praktyka eksploatacyjna i przeprowadzone badania symulacyjne – zadowalające. 3. Koordynacja według równej przekładni Na rys. 1 przedstawiono przykład koordynacji regulacji napięcia 110 kV, obejmującej dwie stacje transformatorowe zasilane z sieci 220 kV. Silne powiązanie między

tymi stacjami występuje zarówno po stronie 110 kV, jak i 220 kV. Dodatkowo można zaobserwować, że każdy z transformatorów (zwykle o mocy 160 MVA) wywołuje podobną zmianę napięcia towarzyszącą zmianie jego przekładni. Nadrzędną rolę odgrywa ta stacja, która ma większą liczbę transformatorów lub jest wyróżniona z innych powodów. Stacja nadrzędna jest odpowiedzialna za regulację napięcia. Stacja podporządkowana, poprzez mechanizm koordynacji, utrzymuje tę samą przekładnię co transformator lub transformatory w stacji nadrzędnej.

220 kV

ϑN

Stacja nadrzędna regulacja napięcia Um , Uz

ϑN

Stacja podrzędna

ϑP

regulacja wg numeru zaczepu 110 kV

110 kV

Rys. 1. Koordynacja regulacji napięcia 110 kV w przypadku stacji zasilanych z sieci o napięciu 220 kV

Realizowany przez dwa układy ARST proces regulacji przy quasi-równoległym połączeniu wszystkich transformatorów przebiega tak, aby spełnić poniższe warunki:

Um– Uz ≤ εU

(1)

ϑP ≈ ϑN

(2)

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 43–47

ϑN – wartość przekładni transformaϑP

QZ = aQmN

tora lub transformatorów stacji nadrzędnej – wartość przekładni transformatora lub transformatorów stacji podrzędnej.

4. Koordynacja według mocy biernej Na rys. 2 przedstawiono przykład koordynacji regulacji napięcia 110 kV, obejmującej dwie stacje transformatorowe zasilane z różnych poziomów napięć: 400 kV oraz 220 kV. Silne powiązanie stacji występuje jedynie po stronie 110 kV. Charakterystyczne jest, że zwykle stacje 400/110 kV posiadają transformatory o znacznie większych mocach (250–330 MVA) niż koordynowane z nimi stacje 220/110 kV z jednostkami o typowych mocach 160 MVA. Zmiany napięcia, wywoływane podczas zmiany przekładni transformatorów 220/110 kV, są kilkukrotnie mniejsze niż podczas zmian przekładni transformatorów 400/110 kV. W takim przykładzie koordynacji stacja 400/110 kV jest stacją nadrzędną, odpowiedzialną za regulację napięcia, a stacja 220/110 kV odpowiedzialna jest zaś za utrzymanie właściwego kierunku przepływu mocy biernej z sieci 220 kV do 110 kV.

gdzie: QZ – wartość zadanej mocy biernej dla transformatora w stacji podrzędnej QmN – wartość mierzonej mocy biernej transformatora w stacji nadrzędnej a – wartość współczynnika określającego siłę powiązania procesów regulacji prowadzonych przez układy ARST w obydwu stacjach. Wyznaczona w ten sposób wartość zadana mocy biernej ograniczana jest dodatkowo do pewnego przedziału, tak aby: była większa od zera (moc bierna dopływająca do systemów 110 kV) oraz nie przekraczała określonej górnej wartości zależnej między innymi od liczby transformatorów w stacji podrzędnej oraz ich mocy znamionowych. Wartości ograniczeń i wartości współczynnika a wyznaczane są dla poszczególnych stacji w toku analiz poprzedzających instalacje oraz w trakcie uruchamiania układów ARST. 400 kV

Tr1

400 kV

regulacja napięcia

220 kV

Stacja nadrzędna

QmN

regulacja napięcia Um , Uz

(5)

QmN

220 kV

Stacja podrzędna regulacja mocy biernej

110 kV

Tr2 QmP

Qm1

regulacja napięcia

110 kV

Um , Uz

Rys. 2. Koordynacja regulacji napięcia 110 kV w przypadku stacji zasilanych z różnych poziomów napięcia

Realizowany przez dwa układy ARST proces regulacji przebiega tak, aby spełnić poniższe warunki:

Um– Uz ≤ εU

(3)

QmP– QZ ≤ εQ

(4)

gdzie: Um – wartość napięcia mierzonego po stronie 110 kV w stacji nadrzędnej Uz – wartość zadana do regulacji napięcia po stronie 110 kV w stacji nadrzędnej εU – wartość strefy nieczułości regulacji napięcia strony 110 kV w stacji nadrzędnej QmP – wartość mierzonej mocy biernej transformatora w stacji podrzędnej QZ – wartość zadanej mocy biernej dla transformatora w stacji podrzędnej εQ – wartość strefy nieczułości regulacji mocy biernej w stacji podrzędnej. Wartość zadana do regulacji mocy biernej w stacji podrzędnej zależna jest od mocy biernej, przepływającej przez transformator(y) do systemów 110 kV w stacji nadrzędnej. Zależność ta jest dana:

Qm2

110 kV

Rys. 3. Koordynacja regulacji napięcia 110 kV w ramach jednej stacji

Na rys. 3 przedstawiono przykład szczególnego przypadku regulacji skoordynowanej z wykorzystaniem mierzonych mocy biernych. W odróżnieniu od wyżej przedstawionych przykładów dotyczy on transformatorów zlokalizowanych tylko w jednej stacji transformatorowej. Na powyższym rysunku przedstawiono stację z trzema rozdzielniami (o poziomach napięcia 400, 220 i 110 kV) oraz z trzema transformatorami sprzęgającymi poszczególne poziomy napięć. W takich obiektach możliwe są różne kierunki przepływów mocy, zależne również od ustawienia przekładni transformatorów. Do zjawisk niekorzystnych należałoby przesyłanie mocy biernej między systemami 400 kV i 220 kV za pośrednictwem systemu 110 kV lub tzw. krążenie mocy między trzema transformatorami. Zatem algorytmy regulacji napięcia, za pomocą transformatorów Tr1 i Tr2, w ramach węzła 110 kV, winny uwzględniać również wielkość i kierunki przepływu przez nie mocy biernej. Algorytmy układów ARST samoczynnie uaktywniają funkcję koordynacji, gdy użytkownik załączy obydwa transformatory Tr1 i Tr2 do pracy automatycznej w układzie regulacji ARST i wybierze dla nich napięcie 110 kV jako kryterium regulacji. Realizowany proces regulacji przebiega tak, aby spełnić poniższe warunki:

Um– Uz ≤ εU

(6)

Qm1– Qm2 ≤ DQm

(7)

gdzie: Um

– wartość napięcia mierzonego po stronie 110 kV Uz – wartość zadana do regulacji napięcia po stronie 110 kV εU – wartość strefy nieczułości regulacji napięcia strony 110 kV Qm1, Qm2 – wartości mierzonych mocy biernych transformatorów Tr1 i Tr2 DQm – dopuszczalna różnica mierzonych mocy biernych transformatorów Tr1 i Tr2. Procesy regulacji napięcia 110 kV i wyrównywania mocy biernych przepływających przez transformatory Tr1 i Tr2 realizowane są jednocześnie, przy czym wyrównywanie mocy jest nadrzędne wobec regulacji napięcia. Wyrównywanie mocy przebiega w taki sposób, że kolejne przełączenia zaczepów, jednego lub obydwu transformatorów jednocześnie, powodują zmniejszanie ewentualnej odchyłki napięcia mierzonego po stronie 110 kV od wartości zadanej. 5. Przykłady koordynacji w KSE Oto przykłady pracy skoordynowanej wybranych węzłach sieci KSE wyposażonych w układy ARST wraz z algorytmem koordynacyjnym. Na rys. 4 i 5 zaprezentowano uproszczony rozpływ mocy w obszarze stacji Mokre (220/110 kV) – Zamość (220/110 kV) bez koordynacji oraz z załączoną koordynacją według równej przekładni. W obu przypadkach założeniem było dotrzymanie stałej wartości napięcia po stronie 110 kV (Uz = 122 kV). Strzałkami oznaczono kierunek przepływu mocy biernej.

112 MW 18 Mvar

232 kV

MKR

234 kV

ϑMKR = 1,84

ϑZAM = 1,91

68 MW 42 Mvar

ZAM 102 MW -5 Mvar 122 kV

122 kV 10 MW 2 Mvar

12 MW -2 Mvar

ZMJ

ZMM

5 MW 3 Mvar

Rys. 4. Schemat poglądowy fragmentu sieci Mokre – Zamość. Brak koordynacji

Autotransformator w stacji Mokre pracuje z przekładnią równą ϑ = 1,84, natomiast autotransformator w stacji Zamość z przekładnią ϑ = 1,91. W takim układzie poziomy napięć strony 110 kV wynoszą 122kV, a strony górnej odpowiednio 232 i 234 kV. Spełnienie warunków napięciowych nie oznacza jednak, że rozpływ mocy w obrębie obu stacji jest prawidłowy. W stacji Zamość przepływ mocy biernej przez autotransformator odbywa się w kierunku strony 220 kV. Jest to zjawisko niepożądane.

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 43–47

112 MW -6 Mvar

234 kV

ϑMKR = 1,90

MKR

235 kV

ϑZAM = 1,89

ZAM

66 MW 13 Mvar

102 MW 15 Mvar 122 kV

122 kV 10 MW -7 Mvar

11 MW 7 Mvar

ZMJ

ZMM

5 MW -9 Mvar

Rys. 5. Schemat poglądowy fragmentu sieci Mokre – Zamość. Koordynacja wartości przekładni

W pierwszym przypadku, przy prawidłowych poziomach napięć strony 110 kV, występowało zbędne przesyłanie mocy biernej ze stacji Olsztyn Mątki siecią 220 kV do stacji Olsztyn 1 i następnie w odwrotnym kierunku siecią 110 kV do stacji Olsztyn Mątki. Taki układ spowodował zbędne dociążenie linii 220 i 110 kV oraz autotransformatorów 220/110 kV w stacji Olsztyn 1.

OLM

232 kV

11 MW 73 Mvar

409 kV

OLM

231 kV

AT2 120 MW 3 Mvar

OLS

AT3 11 MW 73 Mvar

233 kV

117 kV

AT1 92 MW 26 Mvar

6 MW 22 Mvar

AT2 92 MW 30 Mvar 117 kV

Rys. 6. Schemat poglądowy fragmentu sieci Olsztyn Mątki – Olsztyn. Brak koordynacji

120 MW 45 Mvar 117 kV

OLS

AT3

AT2

W drugim przykładzie stacje również utrzymują stałą wartość napięcia strony 110 kV na poziomie 122 kV. Ustalenie odpowiedniej wartości przekładni ϑ i przesłanie jej ze stacji nadrzędnej Mokre (ϑMKR = 1,90) do stacji podrzędnej Zamość (ϑZAM = 1,89), niweluje problem przesyłania mocy biernej do sieci 220 kV i równocześnie zmniejsza sumaryczne obciążenie autotransformatorów. Obciążenie to z punktu widzenia strat jest bardziej optymalne. Przesyłana wartość przekładni stacji nadrzędnej ϑMKR, ze względu na różnice konstrukcyjne obu autotransformatorów, odpowiada nieco innej wartości ϑZAM w stacji podrzędnej. Kolejnym przykładem silnego powiązania blisko położonych stacji jest obszar stacji Olsztyn Mątki (400/220/110 kV) i stacji Olsztyn 1 (220/110 kV). Poniżej przedstawiono uproszczony schemat obu stacji bez i z koordynacją mocy biernej (rys. 6 i 7). Podobnie jak w poprzednim przykładzie założeniem było dotrzymanie stałej wartości napięcia po stronie 110 kV (Uz = 122 kV). Strzałkami oznaczono kierunek przepływu mocy biernej.

10 MW 37 Mvar

409 kV

10 MW 37 Mvar

233 kV

Q*0,2 7 MW -12 Mvar

AT1

92 MW 8 Mvar

AT2 92 MW 7 Mvar 117 kV

Rys. 7. Schemat poglądowy fragmentu sieci Olsztyn Mątki – Olsztyn 1. Koordynacja mocy biernej

Załączenie koordynacji przy utrzymaniu tych samych napięć po stronie 110 kV wymusiło rozpływ mocy przedstawiony na rys. 7. Autotransformatorem wiodącym w przedstawionym przykładzie jest AT2, pracujący w stacji Olsztyn Mątki. Wartość koordynacyjna mocy biernej określona została drogą analiz i prac uruchomieniowych na stacji. Przyjęto Qz = QAT2*0,2; a = 0,2 (na rysunku 7 Qz = 45*0,2 = 9 Mvar). Wartość ta przesyłana jest do układu ARST stacji Olszyn 1, zadawana na autotransformatory AT1, AT2 i utrzymywana przez układ ARST ze strefą nieczułości εQ = 10 Mvar. W przedstawionym przykładzie zastosowanie algorytmu koordynacji i optymalne ustawianie przekładni autotransformatorów pozwoliło: odciążyć autotransformatory 220/110 kV w stacji Olsztyn 1, „odwrócić” kierunek przepływu mocy biernej w liniach 110 kV łączących obie stacje i zachować zadane poziomy napięć na rozdzielniach.

lat, co wynikało z braku bardziej zaawansowanych rozwiązań o charakterze obszarowym. Pozwoliła skutecznie wdrażać i stosować układy regulacji napięć i mocy biernych w stacjach najwyższych napięć. Mimo pewnych niedoskonałości pozwoliła na prowadzenie automatycznej regulacji w wielu węzłach KSE. Lokalnie układy ARST sprzężone w stacjach z Systemami Sterowania i Nadzoru (SSiN) nie dysponują i raczej nie będą dysponować danymi odwzorowującymi w dostatecznym zakresie stan obszaru, który uczyniłby regulację skoordynowaną bardziej skuteczną i adaptującą się do różnych układów połączeń i stanów sieci. Regulacja skoordynowana możliwa jest do stosowania tam, gdzie daje się wyraźnie zauważyć silne powiązanie między stacjami, łatwe do zdefiniowania i aktualne przez większość czasu pracy w układzie normalnym stacji, tak aby możliwe było świadome i pewne załączenie mechanizmu koordynacji. Istnieje konieczność weryfikacji zasad koordynacji istniejących rozwiązań w przypadku istotnych zmian w sieci. Docelowym rozwiązaniem, pozwalającym uwolnić się od istniejących ograniczeń regulacji skoordynowanej, jest wdrożenie układów regulacji obszarowej na poziomie centrów dyspozytorskich. Będą one dysponować informacjami pochodzącymi ze wszystkich stacji najwyższych napięć na danym obszarze, jak i stacji 110/SN będących własnością spółek dystrybucyjnych.

Bibliografia 1. Hellman W., Szczerba Z., Regulacja częstotliwości i napięcia w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa, 1978. 2. Malinowski A. i in., Automatyczna regulacja napięcia transformatorów i autotransformatorów 400/110 i 220/110 kV, Energetyka 1994, nr 4, s. 120–123. 3. Kundur P., Power System Stability and Control, McGraw-Hill, Inc, 1994.

6. Podsumowanie Twórcy układów ARST mają świadomość, że regulacja skoordynowana blisko położonych stacji jest rozwiązaniem w znacznym stopniu doraźnym. Stosowana jest na przestrzeni ostatnich kilkunastu

Dariusz Kołodziej

mgr inż. Instytut Energetyki Oddział Gdański e-mail: d.kolodziej@ien.gda.pl Pracuje w Instytucie Energetyki Oddział Gdańsk. Zajmuje się m.in. działalnością związaną z rozwojem i wdrażaniem w KSE układów automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej stacji najwyższych napięć (ARST) i układów regulacji dla farm wiatrowych (URST).

Jarosław Klucznik

mgr inż. Instytut Energetyki Oddział Gdański e-mail: j.klucznik@ien.gda.pl Pracuje w gdańskim oddziale Instytutu Energetyki. Do obszaru zainteresowań naukowych należą: obliczenia rozpływowe w systemie elektroenergetycznym oraz systemowa automatyka regulacyjna – układy regulacji transformatorowej ARST, układy regulacji farm wiatrowych URST.

Z. Szczerba | Acta Energetica 2/11 (2012) | 51–54

Coordination of baseload power plant group control with static reactive power compensator control

Authors Zbigniew Szczerba

Keywords electric power system, voltage control, static var compensator

Abstract Reactive power sources in power system nodes: generators and static reactive power compensators, are controlled by control systems. Generators – by generator node group controllers, compensators – by voltage controllers. The paper presents issues of these control systems’ coordination and proposals for its implementation.

1. Introduction Maintaining set voltage in a power system’s nodes with baseload power plants located far away from other power plants can be difficult sometimes. Such power plants are provided with static reactive power compensators. The subject of this paper is the co-operation of reactive power source control systems in a node containing a power plant with a few blocks and a static compensator. The impact of economic (fixed and variable costs) and reliability (angular stability) factors on the co-operation is assessed. The assessment results are taken into account in the proposed coordination of control systems. In particular, the paper seeks to answer the following questions: • What should be the reactive power distribution between the blocks and the compensator in normal conditions? • How can coordination of the blocks/compensator cooperation in abnormal conditions be ensured? • How can the operating algorithms of the generator group and compensator control systems be coordinated? SVC consists of several thyristor-switched capacitor banks (Q output discrete control) and a thyristor-controlled reactor (Q intake continuous control), which results with continuous control in quasi- steady states within the range of Qdł÷Qmax. This type of SVC is fully justified in network nodes (without local generation) since it enables continuous control of Q output providing continuous voltage control of the node’s bars. Compared with the classical multiple step sectional capacitor (MSC) bank with the same capacity, SVC is characterized by: • much higher capital expenditures • much higher losses in transformer and thyristors.

An assembly: classical multiple step capacitor (MSC) bank and baseload power plant blocks (with RGWW system) can, subject to appropriate reactive power control coordination, ensure the same system properties as the more expensive solutions with an SCV compensator. The coordination should consist in appropriate matching of the algorithms of generator control, node group control systems, and MSC capacitor bank regulator.

2. Coordination criteria In normal conditions the following two cases may be considered: a. sufficient angular stability reserve b. low angular stability reserve. In case a), the cooperation criterion is the minimum active power loss in the node. There are losses in the node caused by reactive power generation in the plant’s blocks ∆Pel = ∆Pg+ ∆Ptr and in the static compensator ∆PC. The cooperation criterion may be the tendency to minimize the active power losses associated with reactive power generation ∆PΣ = ∆Pel+∆PC. In the case of SVC, losses occur in the transformer, thyristors, and filters, so it may be assumed that the losses in the blocks and in SVC can be comparable. In the case of MSC, losses are much smaller than those in the blocks caused by the same reactive power output. From that results the priority of reactive power generation by the MSC system. In case b), the priority of the electrical system’s safety over the minimum losses should be acknowledged, and the tendency to stay within the blocks’ set power angle with regard to the system’s substitute phasor should be adopted as the cooperation criterion. The figures show phasor diagrams for Q = 0 and for Q = Qmax. 51

Z. Szczerba | Acta Energetica 2/11 (2012) | 51–54

I× (Xd+Xtr)

I δ

Fig. 1. Power angle for Q = 0

IQ IQ max

IQ min

I× (Xd+Xtr)

Fig. 3. Substitute characteristics of power plant with the existing RGWW (ARNE) system, possible change of IQ is shown depending on the angular stability reserve

4. Static reactive power compensator control system

Properties of compensators with regulators that determine the cooperation with other reactive power sources, are designated by their characteristics typically presented in the form of function U = f(Q) or U = f(IQ) – fig. 4 and 5. U

Fig. 2. Power angle for Q = Qmax

The figures show the effect of reactive power generation on the power angle that determines the local stability reserve, and – indirectly – the global stability reserve. Generation decrement, and then the block’s reactive power consumption decrease the stability reserve. At rated active power δ = f(Q) the required power angle limit that determines the stability reserve can– with a good approximation – be designated by the block’s appropriate reactive power limit. This reactive power limit Qmin may be a relevant parameter in the static compensator’s coordination with the power plant blocks (fig. 3).

3. Node group control system The characteristics of RGWW systems in use in Poland (RGWWs in Poland are mostly implemented under the ARNE brand name) are shown in fig. 3. It can be approximately assumed for the cooperation analysis that the compensator cooperates with parallel blocks connected galvanically. This simplification is justified by low reactive power flows through the transformer and very little loss of active and reactive power in the transformer caused by it. In this way the co-operation problem boils down to reactive power distribution between the generator group and the compensator. 52

Ugz

IQ Qmin

Qmax

Fig. 4. Static characteristics of SVC system

Qmax – Q output limit Qmin – QdU intake limit Su – characteristics inclination that determines

and

The same characteristics for the MSC system are shown in fig. 5.

Z. Szczerba | Acta Energetica 2/11 (2012) | 51–54

U Uz

Uz 0

e 1

Fig. 7. Characteristics of MSC with voltage regulator Regulator operating area

Fig. 5. Static characteristics of MSC system Ug Uz

The numbers denote the bank’s switched-on steps Uz – voltage setpoint e – neutral zone of regulator

εc

At control by a voltage regulator, the part of the bank steps characteristics is generally used, which is inside the regulator neutral zone. The neutral zone is necessary and adjusted taking into account the voltage jump when altering the bank steps number by 1.

5. Coordinated control systems characteristics

ε∑

IQ∑ IQm

IQMg

IQM∑

Fig. 8. Characteristics of node with modified RGWW and MSC regulator

In the case of MSC (not SVC), losses are much smaller than those in the blocks, caused by the same reactive power output. From that results the priority of reactive power generation by the MSC system. The rules of this priority are shown in the figures. Characteristics of blocks controlled by the modified RGWW system (fig. 6), of the MSC system (fig. 7) and characteristics of a node with the modified RGWW + MSC (fig. 8) explain the cooperation coordination principle.

– RGWW – MSC – RGWW and MSC uma IQm – minimum reactive current IQMg , IQM∑ – maximum reactive current in RGWW and the node with RGWW and MSC εc and ε∑ – neutral zone of MSC regulator and RGWW.

Ug εg Ug

In the case of SCV and RGGW control systems’ co-operation no neutral zone of the RGWW system is needed. Proper reactive power distribution can be ensured by an appropriate inclination of characteristics Su of control systems with matched time delays selection.

6. Summary and conclusions IQ IQ

IQ M

Fig. 6. Characteristics of modified RGWW with neutral zone, the part of the characteristics dependent on the angle stop execution

When developing node control algorithms, attention should be paid to significant differences in the properties of the compensator and generator as reactive power sources. The application of SVC, not MSC, in a generation node requires a detailed justification, including technical and economic analysis.

Z. Szczerba | Acta Energetica 2/11 (2012) | 51–54

SVC installation in a generation node requires coordination of the control algorithms of the SVC voltage regulator and RGWW system. MSC installation in a generation node requires an alteration of the RGGW system operation algorithm and coordination of the algorithms of the MSC voltage regulator and RGWW system. It is appropriate to set current compensation to a value that ensures the function of block voltage control instead of the existing generator voltage control. It is possible to use a modified RGWW system, the operating range of which covers the blocks, compensator, and coupling transformers in the generation node.

REFERENCES 1. Szczerba Z., Szczeciński P., Łosiński M., Układy grupowej regulacji napięcia w węzłach wytwórczych krajowego systemu elektroenergetycznego [Voltage group control systems in generation nodes of the national power system, Archiwum Energetyki / Archives of Energetics 2009, Vol. 39, No. 1. 2. Szczerba Z., Systemy Elektroenergetyczne [Power Systems] [in]: Poradnik Inżyniera Elektryka, Vol. III, pp. 440–567. 3. Machowski J., Bialek J., Bumby J.R., Power System Dynamics Stability and Control, John Wiley & Sons 2008. 4. Institute of Power Engineering, Gdańsk Branch, Catalogue Cards 5. PSE Operator, IRiESP Transmission Network Code.

Zbigniew Szczerba Gdańsk University of Technology e-mail: z.szczerba@ely.pg.gda.pl A researcher and university teacher. Author or co-author of more than 50 patents and more than 200 scientifific studies. Most of that work found practical application. At the institute of Power Engineering ran his own team which developed multiple excitation systems and generator voltage regulators with outputs ranging from hundreds kW (for marine industry) to 500 MW. At one point generators controlled by those devices provided 75% of power to the national power grid. In 1990–1996 University’s Vice-Rector for Science.

Z. Szczerba | Acta Energetica 2/11 (2012) | 51–54 translation

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 51–54. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Koordynacja układu regulacji grupowej elektrowni systemowej i układu regulacji kompensatora statycznego mocy biernej Autor

Zbigniew Szczerba

Słowa kluczowe

system elektroenergetyczny, regulacja napięcia, kompensator statyczny

Streszczenie

Źródła mocy biernej w węźle elektroenergetycznym: generatory i kompensator statyczny mocy biernej sterowane są przez układy regulacji. Generatory – przez regulator grupowy RGWW (regulator grupowy węzła wytwórczego), kompensator – przez regulator napięcia. W artykule przedstawiono problemy koordynacji działania tych układów regulacji i propozycje realizacji tej koordynacji.

1. Wstęp W systemach elektroenergetycznych zdarzają się trudności z utrzymaniem zadanej wartości napięcia w węzłach z elektrownią systemową położoną w znacznej odległości od innych elektrowni. W takich elektrowniach przewiduje się zastosowanie kompensatorów statycznych mocy biernej. Przedmiotem artykułu jest współpraca układów regulacji źródeł mocy biernej w węźle zawierającym elektrownię o kilku blokach i kompensator statyczny. Oszacowano wpływ na tę współpracę czynników ekonomicznych (koszty stałe i zmienne) oraz niezawodnościowych (stabilność kątowa). Wyniki szacunku uwzględniono w proponowanym sposobie koordynacji układów regulacji. W szczególności poszukiwano w artykule odpowiedzi na pytania: • Jaki powinien być rozdział mocy biernej pomiędzy bloki i kompensator w stanach normalnych? • Jak zapewnić koordynację współpracy bloków i kompensatora w stanach nienormalnych? • Jak skoordynować algorytmy działania układu regulacji grupowej generatorów i układu regulacji kompensatora? SVC składa się z kilku baterii kondensatorów, włączanych tyrystorowo (sterowanie dyskretne generacją Q) i dławika sterowanego tyrystorowo (sterowanie ciągłe poborem Q), w efekcie uzyskuje się w stanach quasi ustalonych sterowanie ciągłe w zakresie: Qdł÷Qmax. Stosowanie tego typu SVC jest w pełni uzasadnione w węzłach sieciowych (bez lokalnej generacji), gdyż umożliwia sterowanie ciągłe generacją Q, zapewniające ciągłą regulację wartości napięcia na szynach węzła. W porównaniu z klasyczną wieloczłonową baterią kondensatorów (MSC) o tej samej pojemności SVC charakteryzuje się: • z n a c z n i e w i ę k s z y m i ko s z t am i inwestycyjnymi • znacznie większymi stratami w transformatorze i tyrystorach.

Zespół: klasyczna wieloczłonowa bateria (MSC) i bloki elektrowni systemowej (z układem RGWW) może, przy odpowiedniej koordynacji sterowania mocą bierną, zapewnić identyczne właściwości systemowe jak znacznie droższe rozwiązanie z kompensatorem SVC. Koordynacja powinna polegać na odpowiednim dopasowaniu algorytmów regulacji generatorów, układów regulacji grupowej węza i regulatora baterii kondensatorów (MSC). 2. Kryteria koordynacji W stanach normalnych można rozpatrywać dwa przypadki: a. wystarczający zapas stabilności kątowej b. mały zapas stabilności kątowej. W przypadku a) kryterium współpracy może być minimalizacja strat mocy czynnej w węźle. W węźle występują straty spowodowane przez generacje mocy biernej w blokach elektrowni ∆Pel = ∆Pg+ ∆Ptr i w kompensatorze statycznym ∆PC. Kryterium współpracy może być dążność do minimalizacji strat mocy czynnej związanych z generacją mocy biernej ∆PΣ = ∆Pel+∆PC. W przypadku SVC występują straty w transformatorze, tyrystorach i filtrach, można więc sądzić, że straty w blokach i w SVC mogą być porównywalne. W przypadku MSC straty są zdecydowanie mniejsze od strat w blokach, spowodowanych generacją tej samej mocy biernej. Wynika stąd priorytet generacji mocy biernej przez układ MSC. W przypadku b) należy uznać priorytet bezpieczeństwa systemu elektrycznego nad minimalizacją strat i jako kryterium współpracy przyjąć dążność do nieprzekraczania zadanego kąta mocy bloków w odniesieniu do zastępczego fazora systemu. Rysunki pokazują wykresy fazorowe dla Q = 0 i dla Q = Qmax.

I× (Xd+Xtr) U

I δ

Rys. 1. Kąt mocy dla Q = 0

I× (Xd+Xtr)

Rys. 2. Kąt mocy dla Q = Qmax

Rysunki pokazują wpływ generacji mocy biernej na kąt mocy określający zapas stabilności lokalnej i pośrednio-globalnej. Zmniejszenie generacji, a następnie pobór mocy biernej przez blok powoduje zmniejszenie zapasu stabilności. Przy znamionowej mocy czynnej δ = f(Q) wymagany graniczny kąt mocy, określający zapas stabilności, może być – z dobrym przybliżeniem – wyznaczony przez odpowiednią, graniczną wartość mocy biernej bloku. Ta graniczna wartość mocy biernej Qmin może być istotnym parametrem w koordynacji współpracy kompensatora statycznego z blokami elektrowni (rys. 3).

Z. Szczerba | Acta Energetica 2/11 (2012) | 51–54 translation

3. Układ regulacji grupowej węzła Stosowane w kraju układy RGWW (w Polsce RGWW są realizowane w większości pod nazwą firmową ARNE) mają charakterystyki pokazane na rys. 3. Do analizy współpracy w przybliżeniu można przyjąć, że kompensator współpracuje z pracującymi równolegle blokami połączonymi galwanicznie. Takie uproszczenie uzasadniają niewielkie przepływy mocy biernej przez transformator i spowodowane tym bardzo małe straty mocy czynnej i biernej w transformatorze. W ten sposób problem współpracy sprowadza się do rozdziału mocy biernej pomiędzy grupę generatorów i kompensator. Ug Ug

IQ IQ max

IQ min

Rys. 3. Zastępcza charakterystyka elektrowni z obecnym układem RGWW (ARNE), pokazano możliwość zmiany wartości IQ w zależności od zapasu stabilności kątowej

4. Układ regulacji kompensatora statycznego mocy biernej Właściwości kompensatorów z regulatorami, określające współpracę z innymi źródłami mocy biernej, podają ich charakterystyki przedstawiane zwykle w postaci funkcji U = f(Q) lub U = f(IQ) – rys. 4 i 5. U Ugz

Uz 0

e 1

Rys. 7. Charakterystyka MSC z regulatorem napięcia Obszar działania regulatora

Rys. 5. Charakterystyka statyczna układu MSC

Przy sterowaniu przez regulator napięcia wykorzystywana jest na ogół część charakterystyk członów baterii, znajdująca się wewnątrz strefy nieczułości regulatora. Strefa nieczułości jest niezbędna i dobierana z uwzględnieniem skoku napięcia przy zmianie liczby członów baterii o 1. 5. Charakterystyka skoordynowanych układów regulacji W przypadku MSC (nie SVC) straty są zdecydowanie mniejsze od strat w bloku, spowodowanych generacją tej samej mocy biernej. Wynika stąd priorytet generacji mocy biernej przez układ MSC. Zasady tego priorytetu przedstawiono na rysunkach. Charakterystyki bloków sterowanych przez zmodyfikowany układ RGWW (rys. 6), układu MSC (rys. 7) oraz charakterystyka węzła ze zmodyfikowanym RGWW +MSC (rys. 8) wyjaśniają zasadę koordynacji współpracy. Ug εg Ug

IQ Qmin

Qmax

Rys. 4. Charakterystyka statyczna układu SVC

Qmax – granica generacji Q Qmin – granica poboru QdU S u – nachylenie charakter ystyki i . określające Analogiczną charakterystykę dla układu MSC przedstawia rys. 5.

Liczby informują o włączonych członach baterii Uz – wartość zadana napięcia, e – strefa nieczułości regulatora

IQ IQ

IQ M

Rys. 6. Charakterystyka zmodyfikowanego RGWW ze strefą nieczułości, część charakterystyki zależna od realizacji ogranicznika kąta

εc

ε∑

IQ∑ IQm

IQMg

IQM∑

Rys. 8. Charakterystyka węzła ze zmodyfikowanym RGWW i regulatorem MSC

– RGWW – MSC – uma RGWW i MSC IQm – wartość minimalna prądu biernego IQMg , IQM∑ – wartość maksymalna prądu biernego RGWW i węzła z RGWW i MSC εc and ε∑ – strefa nieczułości regulatora MSC i RGWW. W przypadku współpracujących układów regulacji SVC i RGWW nie jest potrzebna strefa nieczułości układu RGWW. Prawidłowy rozdział mocy biernej może być zapewniony przez odpowiednie nachylenie charakterystyk Su układów regulacji z dopasowanym doborem zwłok czasowych. 6. Podsumowanie i wnioski Przy opracowywaniu algorytmów sterowania węzła należy zwracać uwagę na znaczne różnice właściwości kompensatora i generatorów jako źródeł mocy biernej. Stosowanie SVC, a nie MSC, w węźle wytwórczym wymaga szczegółowego uzasadnienia z analizą techniczno-ekonomiczną. Instalowanie SVC w węźle wytwórczym wymaga skoordynowania algorytmów sterowania regulatora napięcia SVC i układu RGWW.

Z. Szczerba | Acta Energetica 2/11 (2012) | 51–54 translation

Instalowanie MSC w węźle wytwórczym wymaga zmiany algorytmu działania układu RGWW oraz skoordynowania algorytmów regulatora napięcia MSC i układu RGWW. Celowe jest nastawienie kompensacji prądowej na wartość zapewniającą funkcję regulacja napięcia bloku zamiast dotychczasowej regulacja napięcia generatora. Możliwe jest zastosowanie zmodyfikowanego układu RGWW, obejmującego

działaniem bloki, kompensator i transformatory sprzęgłowe w węźle wytwórczym. Bibliografia 1. Szczerba Z., Szczeciński P., Łosiński M., Układy grupowej regulacji napięcia w węzłach wytwórczych krajowego systemu elektroenergetycznego, Archiwum Energetyki / Archives of Energetics 2009, t. 39, nr 1.

2. Szczerba Z., Systemy Elektroenergetyczne [w:] Poradnik Inżyniera Elektryka, t. III, s. 440–567. 3. Machowski J., Bialek J., Bumby J.R., Power System Dynamics Stability and Control, John Wiley & Sons 2008. 4. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, Karty Katalogowe. 5. PSE Operator: IRiESP.

Zbigniew Szczerba

prof. dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: z.szczerba@ely.pg.gda.pl Badacz i nauczyciel akademicki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce. 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 proc. mocy krajowego systemu elektroenergetycznego. W latach 1990–1996 pełnił funkcję prorektora ds. nauki.

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 58–64

Electricity distribution management Smart Grid system model

Authors Wiesław Nowak Wojciech Bąchorek Szczepan Moskwa Rafał Tarko Waldemar Szpyra Mariusz Benesz Andrzej Makuch Jarosław Łabno Paweł Mazur

Keywords Smart Grid, optimization of medium voltage networks, distributed automatic protection

Abstract This paper presents issues concerning the implementation of Smart Grid solutions in a real distribution network. The main components possible to quick implementation were presented. Realization of these ideas should bring tangible benefits to both customers and distribution system operators. Moreover the paper shows selected research results which examine proposed solutions in area of improving supply reliability and reducing energy losses in analysed network.

1. Introduction One of the directions of development in power engineering are so-called intelligent systems for electricity generation, transmission and distribution, popularly called a Smart Grid. The main objective of development and implementation of this type solution is to reduce the impact of power system infrastructure on the environment, to integrate distributed (including renewable) energy sources with the power system, to improve energy reliability and the quality and efficiency of its supply to consumers. In addition, these solutions are being impact on the further development of information technology. These efforts are aimed at consumers, who, along with the feasibility of electricity generation of from their own sources, are becoming prosumers (both energy producers and consumers). Without limiting consumers’ current activities, they should enable active demand, thus allowing consumers’ interaction with energy companies. In the relevant literature, as well as presentations at various seminars, many Smart Grid network definitions and concepts are offered. This paper focuses on the following aspects of the Smart Grid network structure model: • distribution network balancing in the context of measuring instruments deployment and the metering necessary for other areas of the Smart Grid concept 58

• n etwork operation optimisation by network reconfiguration using automatic overhead switches • network automation through implementation of various automatic controls necessary for the smart electricity distribution management • dynamic management of electricity flows in high voltage (HV) and medium voltage (MV) networks • requirements for communication devices to provide data transfer at the level required for proper performance of the Smart Grid. Also discussed is the impact of the connection of local sources on the proposed solutions’ outcome. In the following chapters of this paper the above issues are discussed in more detail. A simplified diagram of electrical (energy flow directions) and information (measurement and control signals flow directions) connections in the proposed model is shown in fig. 1.

2. Distribution network balancing The ability to control energy consumption is one of the basic assumptions of the Smart Grid concept, since implementing an intelligent metering system can bring tangible benefits to both consumers and suppliers of energy and transmission services. The essential benefits include lower energy consumption,

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 58–64

SMART GRID master supervisory system Data concentrator

Switch control

Energy balancing MV network operation optimisation Automatic protections Energy flow dynamic management

HV network

Main Feeding Point GPZ A

MV network

LV network

Main Feeding Point GPZ B

MV network

LV network

MV network

LV network

Main Feeding Point GPZ N

MV network

LV network

MV network

LV network

MV network

LV network

Measurements of customers supplied with LV network

Fig. 1. Smart Grid system model diagram

reduced customer service costs, and reduced commercial losses. Additional benefits arise from the ability to acquire measurements needed for the distribution network calculations and analyses in order to reduce losses and improve energy quality. The concept of a metering system for the purpose of balancing is based on the installation of smart meters in all MV/LV substations at the low-voltage side, and in the Main Feeding Points in individual line sequences, via measurement transformers (indirect metering). Their installation will complement the implemented system of AMI (Advanced Metering Infrastructure) for remote customer metering. The balancing will be made at time intervals corresponding to the intervals of data recording by electricity meters. The meter clock synchronization and the ability of almost simultaneous reading out measurement data from the measuring system enables accurate energy balancing at selected time intervals. This refers in particular to the balance of the energy output from individual MV/LV transformer substations (determining the difference between the energy input to the LV network and the energy output to consumers supplied from these substations)

and the energy input to individual MV lines (determining the difference between the energy input to individual lines and the energy output to the LV network through the MV/LV substations powered from these lines). The main benefits arising from the comprehensive metering system implementation include primarily the acquisition of detailed data of electricity flows in individual MV and LV network components that enables determination and identification of balancing loss items, and therefore the acquisition of data that allows reducing the balancing differences – to reduce technical and commercial losses alike.

3. Optimization of medium voltage networks Medium voltage distribution networks operate in open configurations, although for the most part they have been procured as closed networks. Power and energy losses in these networks significantly depend on the location of the permanent network division (network cut point). The network cut point optimization 59

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 58–64

practice so far has boiled down to the search for a cut point at which losses in the analysed network operating condition are minimal. Cut points are set for a whole year (sometimes even several years), less often seasonally (e.g. for winter and summer seasons). Cut points are usually located in areas where switches are installed – additional switches are less often installed in other points of the network. Better use of the opportunities to reduce power and energy losses resulting from optimization of the local network cut point locations is possible, but requires the installation of remotely controlled switches. Calculations performed for the analyzed network show that many present permanent network cut points do not match current inflow points, and the inflow points (and thus the optimal network cuts locations) may vary both seasonally and throughout the day. Connection of local energy sources to a medium voltage network also has a significant impact on changes in power flows in the network, due to the daily load variability, as well as changes in the source’s output power to the network. Tests performed have shown that in both cases it is possible to reduce power and energy losses as a result of the cut points’ relocation by remotely controlled switches. It should be noted, however, that determining the optimal permanent network cut points corresponding to individual load conditions will be possible only after implementation of Smart Metering technology at least at the level of MV/LV substations and in the line bays of MV switching substations at the Main Feeding Point. Undoubtedly, the greatest benefits are offered by automatically switches, so-called reclosers, which also enable automatic cut off of a damaged network section, thus preventing switching off these sections which

remain operable. An additional effect of the recloser installation is therefore reduction of failure identification time and cost, and significant improvement in the reliability of consumer supply and power output from local sources alike. Identification of switch locations is an optimization task. It is assumed here that switches are installed in main (trunk) lines, and only overhead or overhead/cable (predominantly overhead) lines are considered for that purpose. The number and locations of switches depend on the MV/LV transformer substation loads, their deployment along the lines, and network configuration and load carrying capacity of backup connections. The MV/LV transformer substation loads are determined assuming the same load degree of transformers in substations powered from the line. Such determination of MV/LV substation loads is due to limited scope of measured data (measured in the line bay of the MV switchgear in the 110 kV / MV substation). The analysis ignores the existing network switches, since they do not enable automatic operation. It was also assumed that a maximum of four reclosers can be installed in each line – to divide the main line into a maximum of five sections. The main line is initially sectioned under the assumption of equal loads of every section (part of the circuit between two switches), fig. 2. Also considered is the possibility of the line’s backup supply by closing the switch at the point of permanent network cut (the main line endpoint), which reduces the number of switched off recipients. In order to quantify the line’s operating reliability, the concept of line (trunk) redundancy factor Kr , has been developed, defined by the following formula:

Energy, GWh

4 recloser 3

2 30% 30%

35% 51%

23%

22%

30% 0

17%

21%

13%

4 reclosers

19%

3 reclosers

25%

2 reclosers

35%

1 recloser

49%

3 4 Distance from Main Feeding Point, km

Fig. 2. Energy output from the example MV line powered from bay 16 as a function of distance from the Main Feeding Point, and the anticipated recloser locations 60

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 58–64

1 A − Ao , Ao = ∑ li Aoi (1) L i A where: A – total energy output from line Ao – energy not supplied while i section is switched off li – length of i section L – total line length. The line redundancy factor Kr describes the probability of supply of all loads connected to a line while its one section is switched off.

Kr =

The recloser localisation algorithm determines the reclosers’ number in each line, so that the average redundancy factor for all lines is Kr and corresponds to the assumed limit of non-supplied energy. Then, the switch locations are corrected again,

Bay No.

depending on the line route’s local conditions. The lengths of line segments with higher failure rates (e.g. in forests areas) should be then reduced. Tab. 1 presents the redundancy factors Kr for selected MV lines in the analysed Main Feeding Point, subject to the assumption of different numbers of the installed reclosers. Prior to the reclosers’ installation their final locations should be verified in view of the number of customers supplied from the adjacent MV/LV substations. A large number of them can be grounds for the recloser’s relocation to the next substation. This has to be decided individually for each of the installed reclosers. In addition to reduction of failure effects, i.e. the volume of energy not supplied to recipients, reclosers can improve SAIDI, SAIFI and MAIFI reliability indicators.

Main line redundancy factor Kr

Main line length, km 1 recloser

2 reclosers

3 reclosers

4 reclosers

6.35

0.559

0.598

0.728

0.889

6.78

0.500

0.666

0.739

0.778

7.15

0.496

0.664

0.743

0.812

9.50

0.490

0.671

0.738

0.795

13.42

0.513

0.646

0.763

0.799

22.45

0.476

0.670

0.744

0.784

Average redundancy factor Kr

0.496

0.653

0.742

0.810

Tab. 1. Redundancy factors Kr for selected MV lines powered from the Main Supply Point

4. Distributed automatic protection Modern protection systems are one of the conditions for Smart Grid networks deployment and operation. Traditional centralised solutions are characterized by a single automatic protection system, resulting in switching off the entire line in the event of a fault, and relatively long fault location time. As a result of the transfer of protection systems and devices deep into an MV distribution network, the network becomes highly automated and self- adapting to a variety of operating conditions, faults in particular. With the dispersal of protection devices and their mutual co-ordination and control, significant improvement in the quality and reliability of supply is achieved. Devices that enable such dispersal of automatic protection systems include, among others, reclosers, i.e. automatic overhead MV switches with appropriate protection systems. Fig. 3 presents a separate 15 kV line string between Main Feeding Points GPZ A and GPZ B. In the network cut point P a radio-controlled THO type overhead switch is currently installed. In the normal operating condition, with switch P open, line LA is protected in Main Feeding Point GPZ A by a system activated upon opening of switch WA in the line bay of the 15 kV switching substation.

a) GPZ A WA

GPZ B WB

b) GPZ A WA

LA1

LA2

LA3 LA

GPZ B WB

LA4

LB LB

Fig. 3. The 15 kV line string between Main Feeding Points GPZ A and GPZ B: a) with a radio-controlled THO type overhead switch at network cut point P; b) with automatic overhead switches (reclosers) R

In order to disperse the automatic protections, in line LA automatic overhead switches with appropriate protection systems (recloser) will be installed (fig. 3b). The recloser number and 61

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 58–64

location selection algorithm is presented in point 3. Resulting from the installation of, for instance, three reclosers, line LA becomes divided into sections LA1, LA2, LA3, LA4. The following protection zones are adopted: • switch WA – section LA1 • recloser R1 – section LA2 • recloser R2 – section LA3 • recloser R3 – section LA4. The basic idea is selective switch off of the switch assigned to a zone under short-circuit fault in the zone, and then elimination of the transient fault by automatic reclosing in the zone, or elimination of the faulty section in the event of a permanent fault and supply of some recipients from Main Feeding Point GPZ B. A feasibility study has been concluded that included an analysis of the automatic protection algorithms and operating conditions at switching off phase to phase short circuit and single-phase short-circuit (earthing) faults. It is assumed that the reclosers will be equipped with: • delayed directional overcurrent protections, with dependent characteristics (according to PN-EN 60255-151), to eliminate phase to phase short circuits: (2) where: t – action time I – protection current IS – current setpoint k, a , c – constants TMS – time multiplier • s ensitive delayed, directional earth fault protections, with independent characteristics to eliminate earthing. A characteristic feature is the assumption of the reclosers’ autonomous operation at phase to phase faults, resulting from the need to ensure fault elimination in no more than 0.4 seconds. In the event of an unsuccessful reclosing cycle a signal is forwarded from the recloser to the Control and Supervision System (CSS) to trigger the line’s automatic reconfiguration to eliminate its permanently faulty section and supply some recipients from the adjacent Main Feeding Point, as well as to change the recloser’s protection setting. An analysis concluded for line strings of the selected Main Feeding Point has shown that for the time-current characteristics (2) it is possible to fulfil the selectivity requirement, and the required speed of the multi-phase fault protections’ actions. In the event of an earth fault the protections act differently. This is due to the fact that the zero component of the earth faulty line’s current, measured by protections deployed in the line from the switching substation’s bars to the fault location,

do not differ significantly enough to obtain selectivity of the protections’ action. Therefore, the protections must communicate with each other for proper operation, wherein the ground fault elimination time is not as critical as in the case of a phase to phase fault. Upon an earth fault the earth fault protections of switch WA in Main Feeding Point GPZ A are activated, as well as the earth fault protections of the relevant reclosers R (fig. 3b). All activated protections must communicate with the upstream protections and lock their action, thus allowing the opening of the switch closest to the fault on the supply side. The protection of the switch downstream of the fault location can also detect current I0 in excess of the ground-fault protection’s setpoint. However, owing to the protection’s directionality, the recloser will only respond to a current incoming from the supply side. The protection response times must be so selected that they have enough time to communicate with each other before switching the faulty section off. The protections should unlock automatically after a specified time resulting from the reclosing cycle. In the event of an unsuccessful reclosing cycle, the protections of switches WA and reclosers are reactivated. In the following sequence of events the recloser will open, and the fault location will be definitively cut off from the supply, and then all the previously locked protections will unlock. At the same time the reclosers and the switch in the substation (all protections activated at the fault) will send a fault signal to the Control and Supervision System in order to supply some recipients from the adjacent Main Feeding Point. The proposed distributed automatic protection systems integrate previously applied technologies, such as radio-controlled THO type overhead switches. The following benefits will be achieved: • better fault location • shorter fault location time • lower operating costs • fewer recipients exposed to electricity supply interruptions • lower risk of possible claims for damages.

5. Dynamic management of electricity flows Increased demand for electricity, and network switching operations in after-fault conditions to ensure continuity of electricity supply to customers, are associated with the need to transmit more power through some power network lines, including the MV and HV distribution network. This may lead to certain lines’ temporary overloading, resulting in exceeding of their wires’ allowable distance from the ground or crossed objects. A solution to this problem may be the construction of new, or reconstruction of existing, power lines, but because of its economics and/or new development project location restrictions this solution may not be feasible. An alternative is to increase the load of already existing lines, on the basis of dynamic evaluation of their load carrying capacity in on-line mode. There are two approaches to determining and predicting

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 58–64

a line’s dynamic load carrying capacity, and hence to determining the additional energy that can be safely transferred to it. The first, which uses thermal models of power lines, and the second – based on monitoring basic parameters relevant for determining the load carrying capacity (indirect or direct). The measured parameters are related to individual components of the heat balance equation, which ties up the factors affecting overhead line wires’ temperature, such as the wire’s chemical and physical properties, its lifetime, climatic conditions seasonality, and power flows in the network in question. Application of a system of continuous monitoring of line load carrying capacity allows utilising the existing lines’ transmission capacity more efficiently, to increase supply reliability, to better utilise the capacity of local energy sources (if there are limitations resulting from line load carrying capacity), and to avoid costly investments.

6. Requirements for communication devices In order to ensure a Smart Grid’s proper performance in a power network, communication connectivity of its several basic components is required. Two-way and reliable data transmission should be provided between: • control and supervision system (CSS) • THO disconnectors in MV network (reading out measurements and signalling, disconnectors control) – the existing trunking connectivity • reclosers at selected points in MV network (reading out measurements and signalling, switch and automatic protection control, settings bank switching, change of configuration – data transmission directions) – GSM / GPRS links • protections installed in Main Feeding Points – LAN and fibre-optic networks • energy meters installed in Main Feeding Points – LAN • energy meters installed at the LV side in MV/LV substations • energy meters installed at end recipients of electricity. As regards communication with electricity meters, data will be sent to the existing readout and measurement systems via a LAN (from meters in Mains Feeding Points, and from MV/LB

substations using MV PLC links) and via a GPRS link (from other MV/LV substations). Data from readout systems will also be sent to the network balancing software. The choice of transmission system depends on the technical capabilities of individual devices and the transmission system available at the analyzed network’s specific location. Centralized communication systems include the SCADA system, readout systems, engineering link software, and dedicated network operation control and balancing software. Regardless of the SCADA system, communication with protections should be effected through the engineer channel, used for protection configuration. Assuring devices’ connectivity is a key element of Smart Grid performance. In the event of failure, analysis of the transferred information will enable selective elimination of short circuits and provide automatic post-failure network reconfiguration. The presented solutions have not been put into practice on a larger scale – only tested by the manufacturers. In particular, the systems of transmission from devices deployed deep in the network, i.e. from reclosers, to the SCADA system, and between them, and from MV/LV stations (MV PLC), are beta solutions that require practical testing in close cooperation with equipment vendors.

7. Summary On the basis of completed tests it can be concluded that implementation of the proposed solutions can bring about tangible benefits to both energy consumers and the distribution network operator. At this stage of research, the effects of implementing the proposed solutions cannot be more accurately quantified. This will be possible only after implementing the Smart Metering technology. From the power industry point of view, the Smart Grid technology implementation process should start from integration of the partial solutions used so far to support the process of electricity generation, transmission and distribution, and construction of new, and upgrade of existing, power facilities in the framework of capital expenditure programmes.

Wiesław Nowak AGH University of Science and Technology e-mail: wieslaw.nowak@agh.edu.pl Employed at the AGH University of Science and Technology in Krakow. Specialised in electrical power engineering, and his main scientific interests are related to computer modelling and analysis of dynamic states in power systems.

Wojciech Bąchorek AGH University of Science and Technology e-mail: wojciech.bachorek@agh.edu.pl Employed at the Department of Electrical and Power Engineering, AGH University of Science and Technology in Krakow. His scientific interests pertain to modelling and analysis of operating states in power distribution grids, as well as application of artificial intelligence in operating optimisation.

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 58–64

Szczepan Moskwa AGH University of Science and Technology e-mail: szczepan.moskwa@agh.edu.pl Employed at the Department of Electrical and Power Engineering, AGH University of Science and Technology in Krakow. The main areas of his professional activities relate to the strategies for operation of electrical power equipment, and reliability of electrical equipment and power systems.

Rafał Tarko AGH University of Science and Technology e-mail: rafal.tarko@agh.edu.pl Employed at the Department of Electrical and Power Engineering, AGH University of Science and Technology in Krakow. His main research interests include the analysis of operational and electromagnetic stress related to transient states in power systems.

Waldemar Szpyra AGH University of Science and Technology e-mail: waldemar.szpyra@agh.edu.pl Employed at the Department of Electrical and Power Engineering, AGH University of Science and Technology in Krakow. His interests include modelling, operating condition estimation, and optimization of distribution grids, application of artificial intelligence methods in electric power engineering, and electric power economics.

Mariusz Benesz AGH University of Science and Technology e-mail: mariusz.benesz@agh.edu.pl Employed at the Department of Electrical and Power Engineering, AGH University of Science and Technology in Krakow. His interests include various issues of operational exposure in electrical power systems.

Andrzej Makuch AGH University of Science and Technolog e-mail: andrzej.makuch@agh.edu.pl Employed at the Department of Electrical and Power Engineering, AGH University of Science and Technology in Krakow. His main interests include computer modelling of automatic controls.

Jarosław Łabno Tauron Distribution e-mail: jaroslaw.labno@tauron-dystrybucja.pl Graduated from the AGH University of Science and Technology in Krakow. A long-standing employee of a power engineering company responsible for issues of distribution grid development, including innovation and new technologies; a moderator of the Forum of the Association of Polish Electrical Engineers SEP.

Paweł Mazur Tauron Distribution e-mail: pawel.mazur@tauron-dystrybucja.pl Graduated from the AGH University of Science and Technology in Krakow. A long-standing employee of a power engineering company responsible for issues of power distribution; a member of the Association of Polish Electrical Engineers SEP.

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 58–64

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 58–64. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Model systemu Smart Grid zarządzania dystrybucją energii elektrycznej Autorzy

Wiesław Nowak Wojciech Bąchorek Szczepan Moskwa Rafał Tarko Waldemar Szpyra Mariusz Benesz Andrzej Makuch Jarosław Łabno Paweł Mazur

Słowa kluczowe

Smart Grid, optymalizacja sieci dystrybucyjnej średniego napięcia, rozproszona automatyka zabezpieczeniowa

Streszczenie

W artykule przedstawiono zagadnienia dotyczące wdrażania rozwiązań typu Smart Grid w konkretnej sieci rozdzielczej. Omówiono główne systemy, możliwe do szybkiego wdrożenia, których zastosowanie przyniesie wymierne korzyści zarówno odbiorcom energii elektrycznej, jak i operatorowi sieci. Przedstawiono też wybrane wyniki badań, których celem było sprawdzenie proponowanych rozwiązań pod kątem możliwości osiągnięcia założonych celów, a w szczególności poprawy pewności zasilania oraz ograniczenia strat energii w analizowanej sieci.

1. Wstęp Jednym z kierunków rozwoju elektroenergetyki są tzw. inteligentne systemy wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej, popularnie nazywane Smart Grid. Głównym celem rozwoju i wdrażania tego typu rozwiązań jest ograniczenie wpływu infrastruktury elektroenergetycznej na środowisko, integracja rozproszonych (w tym również odnawialnych) źródeł energii z systemem elektroenergetycznym, poprawa niezawodności i jakości energii oraz efektywności zaopatrzenia odbiorców w energię elektryczną. Nie należy również zapominać o wpływie tych rozwiązań na dalszy rozwój technologii informatycznych. Działania te są ukierunkowane na konsumenta, który wraz z możliwością generacji energii elektrycznej z własnego źródła staje się prosumentem (jednocześnie producentem i konsumentem energii). Nie ograniczając dotychczasowej aktywności odbiorców, powinny one umożliwić aktywny popyt, pozwalający odbiorcom prowadzić interakcję z przedsiębiorstwami energetycznymi. W literaturze, jak również w prezentacjach podczas seminariów, można spotkać wiele definicji i koncepcji sieci typu Smart Grid. W niniejszym artykule skoncentrowano się nad następującymi aspektami modelu struktury sieciowej typu Smart Grid: • bilansowanie sieci dystrybucyjnej w kontekście lokalizacji urządzeń pomiarowych, a także opomiarowanie niezbędne dla pozostałych obszarów opracowanej koncepcji sieci Smart Grid • optymalizacja pracy sieci poprzez rekonfigurację układu z wykorzystaniem napowietrznych łączników samoczynnych • automatyzacja sieci w zakresie zabudowy różnego rodzaju automatyk, niezbędnych

do zarządzania dystrybucją energii elektrycznej w sposób smart • dynamiczne zarządzanie rozpływami energii elektrycznej w sieciach WN i SN • wymagania dla urządzeń łączności w celu zapewnienia transmisji danych na poziomie wymaganym dla prawidłowego funkcjonowania Smart Grid. Zbadano też wpływ przyłączenia lokalnych źródeł na efekty proponowanych rozwiązań. W kolejnych rozdziałach niniejszego artykułu wymienione wyżej zagadnienia zostaną omówione bardziej szczegółowo. Uproszczony schemat powiązań elektrycznych (kierunki przepływu energii) oraz informatycznych (kierunki przepływu sygnałów pomiarowych i sterujących) proponowanego modelu pokazano na rys. 1. 2. Bilansowanie sieci dystrybucyjnej Możliwość kontroli zużycia energii elektrycznej jest jednym z podstawowych założeń koncepcji Smart Grid, bowiem wdrożenie systemu inteligentnych pomiarów może przynieść wymierne korzyści zarówno odbiorcom, jak i dostawcy energii oraz usług przesyłowych. Do zasadniczych korzyści można zaliczyć obniżenie zużycia energii, zmniejszenie kosztów obsługi odbiorców, zmniejszenie strat handlowych. Dodatkowe korzyści wynikają z możliwości pomiaru wielkości potrzebnych do obliczeń i analiz sieci rozdzielczych w celu zmniejszenia strat i poprawy jakości energii. Koncepcja systemu pomiarowego do celów bilansowych oparta jest na instalacji liczników typu smart we wszystkich stacjach SN/nN po stronie niskiego napięcia oraz w GPZ na poszczególnych ciągach liniowych, za pośrednictwem przekładników (pomiar pośredni). Ich instalacja stanowić

będzie uzupełnienie wdrażanego systemu zdalnego opomiarowania odbiorców AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure). Bilans dokonywany będzie w okresach czasowych odpowiadających okresom rejestracji danych przez liczniki energii elektrycznej. Synchronizacja zegarów liczników oraz możliwość praktycznie równoczesnego odczytu danych pomiarowych z układu pomiarowego daje możliwość dokładnego bilansu energii w wybranych interwałach czasu. W szczególności dotyczy to bilansu energii pobieranej z poszczególnych stacji transformatorowych SN/nN (wyznaczenie różnicy pomiędzy energią wprowadzoną do sieci niskiego napięcia a energią pobraną przez odbiorców zasilanych z tych stacji) oraz energii wprowadzonej do poszczególnych linii średniego napięcia (wyznaczenie różnicy energii wprowadzonej do poszczególnych linii i energii oddanej do sieci niskiego napięcia poprzez stacje SN/nN zasilane z tych linii). Najważniejsze korzyści wynikające z wdrożenia kompleksowego systemu pomiarowego to przede wszystkim pozyskanie szczegółowych danych dotyczących przepływu energii elektrycznej w poszczególnych elementach sieci SN i nN, umożliwiające wyznaczenie i lokalizację składników strat bilansowych, a w efekcie uzyskanie danych pozwalających na redukcję różnic bilansowych – ograniczenie zarówno strat technicznych, jak i handlowych. 3. Optymalizacja pracy sieci średniego napięcia Sieci rozdzielcze średniego napięcia pracują w konfiguracjach otwartych, mimo że w znacznej części są zbudowane

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 58–64

Nadrzędny układ nadzoru SMART GRID Koncentrator danych

Sterowanie łączników

Bilansowanie energii Optymalizacja pracy sieci SN Automatyka zabezpieczeniowa Dynamiczne zarządzanie rozpływem energii

Sieć WN

GPZ A

GPZ B

Sieć SN

Sieć nN

Sieć SN

Sieć nN

GPZ N

Sieć SN

Sieć nN

Sieć SN

Sieć nN

Sieć SN

Sieć nN

Sieć SN

Sieć nN

Opomiarowanie odbiorców nN - Smart Metering

Rys. 1. Schemat modelu systemu Smart Grid

jako zamknięte. Straty mocy i energii w tych sieciach w istotny sposób zależą od lokalizacji punktu stałego podziału sieci (rozcięcia). Dotychczasowa praktyka w zakresie optymalizacji rozcięć sprowadza się do poszukiwania punktu rozcięcia, przy którym straty w analizowanym stanie pracy sieci są minimalne. Punkty rozcięć ustala się na okres całego roku (czasem nawet kilku lat), rzadziej sezonowo (np. na sezon zimowy i letni). Punkty rozcięć są zazwyczaj lokalizowane w miejscach, w których zainstalowane są łączniki – rzadziej instaluje się dodatkowe łączniki w innych punktach sieci. Lepsze wykorzystanie możliwości redukcji strat mocy i energii, wynikające z optymalizacji lokalizacji punktów rozcięć sieci, jest możliwe, ale wymaga zainstalowania łączników sterowanych zdalnie. Obliczenia wykonane dla analizowanej sieci wskazują, że w wielu przypadkach obecne punkty stałego podziału sieci nie pokrywają się z punktami spływu prądów, a punkty spływu (a tym samym optymalne punkty rozcięć sieci) mogą się zmieniać zarówno sezonowo, jak i w ciągu doby. Przyłączenie do sieci średniego napięcia lokalnych źródeł energii również w istotny sposób wpływa na zmiany rozpływu mocy w tej sieci, wywołane zarówno dobową zmiennością obciążenia, jak i zmianami mocy

oddawanej do sieci przez źródło. Wykonane badania wykazały, że w obu przypadkach istnieje możliwość ograniczenia strat mocy i energii w wyniku zmian punktów rozcięć za pomocą łączników zdalnie sterowanych. Należy jednak nadmienić, że ustalenie optymalnych punktów stałego podziału sieci, odpowiadających poszczególnym stanom obciążenia, będzie możliwe dopiero po wdrożeniu technologii Smart Metering, przynajmniej na poziomie stacji SN/nN i w polach liniowych rozdzielni SN w GPZ. Niewątpliwie największe korzyści oferują łączniki samoczynne, tzw. reklozery, umożliwiające również automatyczne odłączenie uszkodzonego odcinka sieci, nie dopuszczając tym samym do wyłączenia tych fragmentów, które mogą funkcjonować prawidłowo. Dodatkowym efektem instalacji reklozerów jest więc skrócenie czasu i zmniejszenie kosztów lokalizacji awarii oraz istotna poprawa wskaźników niezawodności zarówno zasilania odbiorców, jak i wyprowadzenia mocy z lokalnych źródeł. Problem lokalizacji łączników jest zadaniem optymalizacyjnym. Założono tu, że łączniki są instalowane w torach głównych linii (magistralach), przy czym rozważa się jedynie linie napowietrzne lub napowietrzno-kablowe (z przewagą linii napowietrznych). Liczbę i lokalizację

łączników uzależnia się od obciążenia stacji transformatorowych SN/nN, rozmieszczenia stacji wzdłuż linii i konfiguracji sieci oraz obciążalności połączeń rezerwowych. Obciążenie mocą stacji transformatorowych SN/nN wyznacza się przy założeniu jednakowego stopnia obciążenia transformatorów w stacjach zasilanych z danej linii. Taki sposób określania obciążenia stacji SN/nN wynika z ograniczonego zakresu danych pomiarowych (pomiar w polu liniowym rozdzielni SN w stacji 110 kV/SN). W analizie pomija się istniejące w sieci łączniki ze względu na to, że nie umożliwiają one realizacji samoczynnego działania. Założono ponadto, że w każdej linii możliwe jest zainstalowanie maksymalnie czterech reklozerów – dzielących magistralę na nie więcej niż pięć sekcji. Wstępny podział magistrali dokonywany jest z założeniem równego obciążenia sekcji (fragmentu obwodu pomiędzy łącznikami), rys. 2. Uwzględniono również możliwość zasilania rezerwowego linii poprzez zamknięcie łącznika w punkcie stałego podziału sieci (punkt końcowy magistrali), pozwalającą na zmniejszenie liczby wyłączonych odbiorców. W celu ujęcia ilościowego pewności pracy linii wprowadzono pojęcie współczynnika rezerwowania linii (magistrali) Kr, zdefiniowanego wzorem:

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 58–64

Energia, GWh

4 reklozer 3

2 30% 30%

23%

22% 35%

30% 51% 0

17%

21%

13%

4 reklozery

19%

3 reklozery

25%

2 reklozery

35%

1 reklozer

49%

3 4 Odległość od GPZ, km

Rys. 2. Wartość pobieranej energii w przykładowej linii SN zasilanej z pola 16 w funkcji odległości od GPZ oraz przewidywane miejsca zainstalowania reklozerów

1 A − Ao , Ao = ∑ li Aoi Kr = L i A

(1)

gdzie: A – całkowita energia pobierana z linii Ao – niedostarczona energia w czasie wyłączenia i-tej sekcji li – długość i-tej sekcji L – całkowita długość linii. Współczynnik Kr wyraża prawdopodobieństwo zapewnienia zasilania wszystkich podłączonych do danej linii odbiorców w czasie wyłączenia jednej sekcji. W algorytmie lokalizacji reklozerów określa się ich liczbę w każdej linii, tak aby średni współczynnik rezerwowania dla wszystkich linii wynosił Kr i odpowiadał przyjętej wartości ograniczenia ilości niedostarczonej energii. Następnie dokonuje się ponownej korekty lokalizacji łączników

Nr pola

w zależności od warunków terenowych prowadzenia linii. Dla odcinków linii o zwiększonej awaryjności (np. tereny leśne) należy zmniejszyć długość sekcji. W tab. 1 przedstawiono wartości współczynnika rezerwowania Kr dla wybranych linii SN w analizowanym GPZ, przy założeniu różnej liczby instalowanych reklozerów. Przed przystąpieniem do instalacji reklozerów należy zweryfikować ostateczne miejsce ich instalacji ze względu na liczbę odbiorców zasilanych z sąsiednich stacji transformatorowych SN/nN. Duża liczba odbiorców może stanowić podstawę do przesunięcia miejsca lokalizacji o kolejną stację. Decyzję w tym zakresie należy podejmować indywidualnie dla każdego z instalowanych reklozerów. Oprócz ograniczenia skutków awarii, w postaci ilości niedostarczonej do odbiorców energii, reklozery dają również możliwość poprawy wskaźników niezawodnościowych SAIDI, SAIFI oraz MAIFI.

4. Rozproszona automatyka zabezpieczeniowa Nowoczesne układy zabezpieczeń są jednym z warunków budowy i eksploatacji sieci typu Smart Grid. Tradycyjne rozwiązania scentralizowane charakteryzują się pojedynczym układem automatyki zabezpieczeniowej, skutkującym wyłączeniem całej linii w przypadku wystąpienia zakłócenia, oraz relatywnie długim czasem lokalizacji miejsca zakłócenia. W wyniku przeniesienia układów i urządzeń zabezpieczających w głąb sieci rozdzielczej średniego napięcia otrzyma się sieć wysoce zautomatyzowaną, samoczynnie dostosowującą się do różnorodnych warunków eksploatacji, szczególnie zakłóceniowych. Dzięki rozproszeniu urządzeń zabezpieczających i ich wzajemnemu skoordynowaniu oraz sterowaniu uzyskuje się znaczącą poprawę jakości i niezawodności zasilania. Urządzeniami umożliwiającymi rozproszenie układów

Współczynnik rezerwowania magistrali Kr

Długość magistrali, km 1 reklozer

2 reklozery

3 reklozery

4 reklozery

6,35

0,559

0,598

0,728

0,889

6,78

0,500

0,666

0,739

0,778

7,15

0,496

0,664

0,743

0,812

9,50

0,490

0,671

0,738

0,795

13,42

0,513

0,646

0,763

0,799

22,45

0,476

0,670

0,744

0,784

0,496

0,653

0,742

0,810

Średnia wartość Kr

Tab. 1. Wartości współczynnika rezerwowania Kr dla wybranych linii SN zasilanych z GPZ

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 58–64

elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej są między innymi reklozery, czyli samoczynne napowietrzne wyłączniki SN wyposażone w odpowiednie układy zabezpieczeniowe. Na rys. 3 przedstawiono wyodrębniony ciąg liniowy 15 kV, pomiędzy GPZ A a GPZ B. W punkcie podziału P zainstalowany jest obecnie sterowany radiowo rozłącznik napowietrzny typu THO. W normalnym układzie pracy, przy otwartym rozłączniku P, zabezpieczeniem linii LA jest układ zabezpieczeń w GPZ A działający na otwarcie wyłącznika WA w polu liniowym rozdzielni 15 kV. a) GPZ A WA

GPZ B WB

b) GPZ A WA

LA1

LA2

LA3 LA

GPZ B WB

LA4

LB LB

Rys. 3. Ciąg liniowy 15 kV pomiędzy GPZ A a GPZ B: a) ze sterowanym radiowo rozłącznikiem napowietrznym typu THO w punkcie podziału P; b) z samoczynnymi napowietrznymi wyłącznikami (reklozerami) R

W celu rozproszenia automatyki zabezpieczeniowej w linii LA zainstalowane zostaną samoczynne napowietrzne wyłączniki typu reklozer, wyposażone w odpowiednie układy zabezpieczeniowe (rys. 3b). Algorytm doboru liczby i miejsca reklozerów przedstawiony został w punkcie 3. W wyniku zainstalowania np. trzech reklozerów linia LA zostaje podzielona na odcinki LA1, LA2, LA3, LA4. Przyjęto następujące strefy działania zabezpieczeń: • wyłącznik WA – odcinek LA1 • reklozer R1 – odcinek LA2 • reklozer R2 – odcinek LA3 • reklozer R3 – odcinek LA4. Podstawowym założeniem jest selektywne wyłączenie łącznika przypisanego danej strefie pod wpływem zakłócenia zwarciowego w tej strefie, a następnie wyeliminowanie zwarcia przemijającego w wyniku działania automatyki SPZ danej strefy albo wyeliminowanie uszkodzonego odcinka w przypadku trwałego zwarcia i zasilenie części odbiorców z GPZ B. Przeprowadzone studium wykonalności obejmowało analizę dotyczącą algorytmów i warunków działania automatyki zabezpieczeniowej podczas wyłączania zwarć międzyfazowych oraz zwarć jednofazowych doziemnych (doziemień). Przyjęto, że reklozery wyposażone zostaną: • w zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne, kierunkowe, o charakterystykach zależnych (według normy PN-EN 60255-151) do eliminacji zwarć międzyfazowych:

(2) gdzie: t – czas działania I – prąd płynący przez zabezpieczenie IS – wartość nastawcza prądu k, a , c – stałe TMS – mnożnik czasu • w czułe zabezpieczenia ziemnozwarciowe, kierunkowe, zwłoczne o charakterystykach niezależnych do eliminacji doziemień. Cechą charakterystyczną jest założenie autonomicznego działania reklozerów w przypadku zwarć międzyfazowych, wynikające z konieczności zapewnienia eliminacji zwarć w czasie nie dłuższym niż 0,4 s. W przypadku nieudanego cyklu SPZ wysyłany jest sygnał od reklozera do Systemu Sterowania i Nadzoru (SSiN), powodujący automatyczną rekonfigurację linii w celu wyeliminowania trwale uszkodzonego odcinka i zasilenie części odbiorców z sąsiedniego GPZ, a także zmieniający nastawy zabezpieczenia reklozera. Analiza przeprowadzona dla ciągów liniowych wybranego GPZ wykazała, że dla charakterystyk czasowo-prądowych (2) możliwe jest spełnienie warunku selektywności i wymaganej szybkości działania zabezpieczeń od zwarć wielofazowych. Działanie zabezpieczeń w przypadku doziemień jest odmienne. Wynika to z faktu, że wartości składowej zerowej prądu płynącego w doziemionej linii, mierzone przez zabezpieczenia zlokalizowane na linii od szyn rozdzielni do miejsca zwarcia, nie różnią się na tyle znacząco, aby uzyskać selektywność działania tych zabezpieczeń. W związku z tym, zabezpieczenia te muszą się ze sobą komunikować w celu właściwego działania, przy czym czas eliminacji doziemienia nie jest tak krytyczny, jak w przypadku zwarć międzyfazowych. Po wystąpieniu doziemienia zostają pobudzone zabezpieczenia ziemnozwarciowe wyłącznika WA w GPZ A oraz zabezpieczenia ziemnozwarciowe odpowiednich reklozerów R (rys. 3b). Wszystkie pobudzone zabezpieczenia muszą się skomunikować z poprzedzającymi je zabezpieczeniami i zablokować ich działanie, co umożliwi otwarcie łącznika znajdującego się najbliżej zwarcia od strony zasilania. Zabezpieczenie łącznika zlokalizowane za miejscem zwarcia również może wykryć prąd I0 przekraczający wartość nastaw zabezpieczenia ziemnozwarciowego. Jednak dzięki kierunkowości zabezpieczenia reklozer będzie reagował tylko na prąd płynący od strony zasilania. Czasy zadziałania zabezpieczeń muszą być tak dobrane, aby zdążyły się one ze sobą skomunikować przed wyłączeniem uszkodzonego odcinka. Odblokowanie zabezpieczeń powinno nastąpić samoczynnie po określonym czasie wynikającym z cyklu SPZ. W przypadku nieudanego cyklu SPZ ponownie pobudzone zostaną zabezpieczenia wyłączników WA oraz reklozerów. W dalszej sekwencji zdarzeń nastąpi otwarcie reklozera i definitywne odcięcie miejsca zwarcia od zasilania, a następnie odblokowanie wszystkich zablokowanych uprzednio zabezpieczeń.

Jednocześnie reklozery oraz wyłącznik w stacji (wszystkie pobudzone zabezpieczenia podczas zaistniałego zakłócenia) prześlą sygnał o zaistniałym zdarzeniu do SSiN w celu zasilenia części odbiorców z sąsiedniego GPZ. Proponowane układy automatyki rozproszonej integrują dotychczas stosowane rozwiązania techniczne, jakimi są sterowane radiowo rozłączniki napowietrzne typu THO. Korzyści, jakie zostaną osiągnięte, przedstawiają się następująco: • lepsza lokalizacja miejsca zakłócenia (awarii) • skrócenie czasu lokalizacji miejsca zakłócenia (awarii) • mniejsze koszty eksploatacji • mniejsza liczba odbiorców narażonych na przerwy w dostawie energii elektrycznej • mniejsze ryzyko ewentualnych roszczeń odszkodowawczych. 5. Dynamiczne zarządzanie rozpływem energii Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną oraz przełączenia w sieci dokonywane w stanach poawaryjnych w celu zapewnienia ciągłości dostawy energii elektrycznej do odbiorców wiążą się z potrzebą przesłania większej mocy przez niektóre linie sieci elektroenergetycznej, w tym sieci dystrybucyjnej średniego i wysokiego napięcia. Może to doprowadzić do okresowego przeciążenia pewnych linii, skutkującego przekroczeniem dopuszczalnych odległości przewodów od ziemi lub krzyżowanych obiektów. Rozwiązaniem tego problemu może być budowa nowych lub przebudowa istniejących linii elektroenergetycznych, ale ze względu na np. rachunek ekonomiczny czy ograniczenia lokalizacyjne dla nowych inwestycji rozwiązanie to może nie być możliwe do realizacji. Alternatywą jest zwiększenie obciążenia już istniejących linii, na podstawie dynamicznej oceny obciążalności linii w trybie on-line. W określaniu i prognozowaniu dynamicznej obciążalności linii, a co za tym idzie w określaniu ilości energii, która może być dodatkowo przesłana daną linią elektroenergetyczną w sposób bezpieczny, można wyróżnić dwa podejścia. Pierwsze, które wykorzystuje modele termiczne linii elektroenergetycznych, oraz drugie – oparte na monitoringu podstawowych parametrów istotnych dla określenia obciążalności (w sposób pośredni lub bezpośredni). Mierzone parametry związane są z poszczególnymi składnikami równania bilansu cieplnego, który wiąże czynniki wpływające na temperaturę przewodów linii napowietrznej, tj. właściwości chemiczno-fizyczne danego przewodu, okres użytkowania przewodu, sezonowość warunków klimatycznych oraz przepływy mocy w rozpatrywanej sieci. Zastosowanie systemu ciągłego monitoringu obciążalności linii pozwala na bardziej efektywne wykorzystanie możliwości przesyłowych istniejących linii, zwiększenie pewności zasilania, lepsze wykorzystanie zdolności wytwórczych lokalnych źródeł energii (gdy występują ograniczenia wynikające z obciążalności linii) oraz uniknięcie kosztownych inwestycji.

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 58–64

6. Wymagania dla urządzeń łączności W celu zapewnienia właściwego funkcjonowania systemu Smart Grid w sieci elektroenergetycznej wymagane są połączenia komunikacyjne kilku podstawowych elementów. Dwustronna oraz niezawodna transmisja danych powinna być zapewniona pomiędzy: • systemem sterowania i nadzoru (SSiN) • rozłącznikami THO w sieci SN (odczyt pomiarów i sygnalizacji, sterowanie rozłącznikiem) – istniejąca łączność trunkingowa • reklozerami w wybranych punktach sieci SN (odczyt pomiarów i sygnalizacji, sterowanie wyłącznikiem i automatyką zabezpieczeniową, przełączanie banku nastaw, zmiana konfiguracji – kierunków transmisji danych) – łącza GSM/GPRS • zabezpieczeniami zainstalowanymi w GPZ – sieć LAN i sieć światłowodowa • licznikami energii zainstalowanymi w GPZ – sieć LAN • licznikami energii zainstalowanymi po stronie nN w stacjach SN/nN • licznikami energii zainstalowanymi u odbiorców końcowych. W zakresie komunikacji z licznikami energii elektrycznej dane będą przesyłane do istniejących systemów pomiarowo-odczytowych poprzez sieć LAN (z liczników w GPZ oraz ze stacji SN/nN korzystających z łącza PLC MV) oraz poprzez łącze GPRS (z pozostałych stacji SN/nN). Dane z systemów odczytowych przesyłane będą również do oprogramowania odpowiedzialnego za bilansowanie sieci. Wybór systemu transmisji zależny jest od możliwości technicznych poszczególnych urządzeń oraz systemu transmisyjnego,

dostępnego w danym miejscu analizowanej sieci. Centralne systemy komunikacyjne obejmują system SCADA, systemy odczytowe, oprogramowanie dla łącza inżynierskiego oraz dedykowane oprogramowania do sterowania pracą sieci oraz bilansowania sieci. Niezależnie od systemu SCADA komunikacja z zabezpieczeniami powinna odbywać się przez kanał inżynierski, służący do konfiguracji zabezpieczeń. Zapewnienie łączności urządzeń jest kluczowym elementem funkcjonowania Smart Grid. W przypadku awarii analiza przesłanych informacji pozwoli w sposób selektywny likwidować zwarcia, jak również zapewni automatyczną poawaryjną zmianę układu sieci. Przedstawione rozwiązania, jak dotąd, nie były realizowane w praktyce na większą skalę – jedynie testowane przez producentów. W szczególności układy transmisji z urządzeń w głębi sieci, tzn. z reklozerów do systemu SCADA i między nimi oraz ze stacji SN/nN (PLC MV), są rozwiązaniami testowymi wymagającymi sprawdzenia w praktyce przy ścisłej współpracy z dostawcami urządzeń. 7. Podsumowanie Na podstawie wykonanych badań można stwierdzić, że wdrożenie proponowanych rozwiązań może przynieść wymierne korzyści zarówno odbiorcom energii, jak i operatorowi sieci dystrybucyjnej. Na obecnym etapie badań nie jest możliwe dokładniejsze ilościowe określenie skutków wprowadzenia proponowanych rozwiązań. Będzie to możliwe dopiero po wdrożeniu technologii Smart Metering.

Z punktu widzenia energetyki, proces wdrażania technologii Smart Grid powinien rozpocząć się od integracji stosowanych dotychczas cząstkowych rozwiązań obsługujących proces wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej oraz budowy nowych i modernizacji istniejących urządzeń elektroenergetycznych w ramach działalności inwestycyjnej. Urządzenia umożliwiające magazynowanie energii elektrycznej dzielimy na: technologie magazynowania pośredniego (z udziałem konwersji energii elektrycznej na inny rodzaj energii) i magazynowania bezpośredniego (w polu elektrycznym lub magnetycznym). Do technologii umożliwiających magazynowanie energii elektrycznej należą: elektrownie wodne pompowe; akumulatory (BES – ang. Battery Energy Storage); pneumatyczne zasobniki energii (CAES – ang. Compressed Air Energy Storage); superkondensatory (ang. Supercapacitors); kinetyczne zasobniki energii (FES – ang. Flywheel Energy Storage); nadprzewodzące zasobniki energii (SMES – ang. Superconducting Magnetic Energy Storage); ogniwa paliwowe (FC – ang. Fuel Cells) rewersyjne lub pracujące w układach z elektrolizerami i magazynowaniem wodoru. Technologie te charakteryzują się różnymi właściwościami technicznymi i parametrami ekonomicznymi, warunkującymi możliwości ich zastosowania. W artykule przedstawiono dwie koncepcje zasobnika energii elektrycznej o zdolności magazynowania co najmniej 50 MWh, wykorzystującą magazynowanie elektrochemiczne (BES) oraz magazynowanie w postaci sprężonego powietrza (CAES).

Wiesław Nowak dr hab. inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: wieslaw.nowak@agh.edu.pl Pracuje w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Jego specjalnością jest elektroenergetyka, a główne zainteresowania naukowe dotyczą komputerowego modelowania i analizy stanów dynamicznych w układach elektroenergetycznych. Wojciech Bąchorek dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: wojciech.bachorek@agh.edu.pl Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Jego zainteresowania zawodowe dotyczą modelowania i analiz stanu pracy elektroenergetycznych sieci rozdzielczych oraz zastosowania metod sztucznej inteligencji w optymalizacji ich pracy. Szczepan Moskwa dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: szczepan.moskwa@agh.edu.pl Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Główne obszary jego działalności zawodowej dotyczą strategii eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych, niezawodności urządzeń i systemów elektroenergetycznych.

Rafał Tarko

dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: rafal.tarko@agh.edu.pl Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Jego główne zainteresowania naukowe dotyczą analizy narażeń eksploatacyjnych i elektromagnetycznych stanów przejściowych w układach elektroenergetycznych.

Waldemar Szpyra

dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: waldemar.szpyra@agh.edu.pl Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Zajmuję się modelowaniem, estymacją stanu pracy i optymalizacją sieci rozdzielczych, zastosowaniem metod sztucznej inteligencji w elektroenergetyce oraz gospodarką elektroenergetyczną.

W. Nowak et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 58–64

Mariusz Benesz

mgr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: mariusz.benesz@agh.edu.pl Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Jego zainteresowania dotyczą szeroko rozumianej problematyki narażeń eksploatacyjnych w układach elektroenergetycznych.

Andrzej Makuch

mgr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: andrzej.makuch@agh.edu.pl Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Jego główne zainteresowania dotyczą komputerowego modelowania automatyki zabezpieczeniowej.

Jarosław Łabno

mgr inż. Tauron Dystrybucja SA e-mail: jaroslaw.labno@tauron-dystrybucja.pl Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Wieloletni pracownik przedsiębiorstwa energetycznego, osoba odpowiedzialna za aspekty rozwoju sieci dystrybucyjnej, w tym innowacje i nowe technologie, moderator Forum Stowarzyszenia Elektryków Polskich.

Paweł Mazur

mgr inż. Tauron Dystrybucja SA e-mail: pawel.mazur@tauron-dystrybucja.pl Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Wieloletni pracownik przedsiębiorstwa energetycznego, osoba odpowiedzialna za aspekty dystrybucji energii elektrycznej, członek Stowarzyszenia Elektryków Polskich.

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 71–77

Perspective loads of transformer substations at development of urban power supply systems

Author Svetlana Guseva Olegs Borscevskis Nataly Skobeleva Lubov Petrichenko

Keywords power systems, distribution networks, optimisation

Abstract In work the system approach to formation of the urban power supply system is given. The hierarchical structure of the construction, voltage levels and load densities is considered. The mathematical and geometrical modeling of service areas for transformer substations of different voltage is fulfilled. Determination of perspective loads of transformer substations is given. The method of graphic placement of transformer substations in the city territory for new substations at existing structure of networks is offered. The calculation program Microsoft EXCEL and the graphic program AutoCad are used for realization of method. The method allows finding a rational decision for the development of urban power supply system on the beginning design stages in conditions of the information uncertainty.

1. Introduction The strategy of development of urban power supply system UPSS includes long-term planning for the future 20–25 years or middle-term planning for the future 10–15 years. At such a prospect may receive only approximate the initial information about the future economic situation in the state, the volume of investments, the rate of load growing in the city, the timing of construction of new transformer substations (TS) and lines. Therefore, the solution of the task of UPSS development occurs in conditions of incompleteness and uncertainty of initial information. Nevertheless, in these circumstances need to find technically and economically substantiated variants that could provide the rational development of urban power supply system. The complete solution of problem involves the following steps: • the forecasting of the total load of the city for medium-term planning • the modeling of networks • determination of loads for existing and new TS • choice of the location for new substations • the inclusion of new TS in the network scheme with existing and new 110 kV lines.

In this work theoretical and practical approach to solving few problems of 110/10–20 kV network development of Latvian largest city (Riga) for the future 10 years (till 2020) is considered. The power supply system of large city can be presented as a hierarchical structure of the voltage levels (fig. 1, fig. 2). Highest level of hierarchy is the power system of state or the region, which includes the UPSS. The UPSS subsystems or stages of hierarchical structure are external supply system of the city with voltage 330 kV and higher, the internal supply system with voltages 110(220)-10(20)-0.4 kV and aggregate of urban consumers. Connections between subsystems are carried out through high-voltage transformer substations and networks at the corresponding levels of the UPSS hierarchy.

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 71–77

The power supply system of region or state

The external power supply system of city 330 kV 330/110 kV networks substations

The internal power supply system of city 110;20-10kV networks

110/20-10kV and 20-10/0.4kV substations

The urban consumers

Fig. 1. The standard structure of urban power supply system

σ3

330 kV (and higher)

110 kV

σ2

σ1

σ0

10–20 kV

0.4 kV

Fig. 2. The hierarchy of voltage levels and load densities in the UPSS 72

The load of transformer substations is formed by different groups of urban consumers. The total load of consumers at each stage of the hierarchy should be covered with sufficient TS power, taking into account the required reserve. In the general form the total electrical load of city on voltage level forming this load in the general form is:

(1)

where: – is the load of the i-th transformer substation, i = 1, 2, …, nTS – is a factor of simultaneity of the TS maximum load in the maximum of power system, depending on TS quantity in the network on a given voltage level j, j = 0, 1, 2, …, J – is the quantity of transformers in substation – is the loading factor of the transformer in the i-th substation – is the rated power of transformers in the i-th substation – is the quantity of transformer substations in the city (or its part). The load density in the city and its separate areas depends on the specifics of territorial building, its typical number of storeys, the level of electrification, and the voltage level at the stage of consumers` connection to the UPSS. Modern cities are characterized by the high load densities in central business districts and more lower load densities in others districts farther from center.

2. The forecasting of electrical load of city The initial calculation’s data for forecast are established active loads of TS with data of measurements P2008, density of load σ2008 in service areas Пr of existing transformer substations. The total load of Riga city in 2008 was = 545 MW. The analysis of real electrical load from 2000 till 2009 has demanded correction of earlier load forecast from 2006 and 2018 for Riga city. In earlier advantaged scenario of economic development from 2006 till 2018 has been accepted 3% – percent load growing in a year (forecast in 2006). The correction variants of forecast have been taken for: • 2%, 1.7%, 1.3%-percent year load growing, beginning from 2008 till 2020 in scenario of the unstable economic development (till beginning of crisis at the economics) • 2%, 1.7%, 1.3% and 1.1%-percent year load growing in disadvantaged scenario of the economic development (the period of recession from 2008 till 2012 without load growing) with improvement of situation beginning since 2012. The forecasts in graphical view are presented at fig. 3.

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 71–77

where:

841

840 800

720

691 667 639 636 624 604 595

680 640 600

568,2 545

560

529,6 521

490,5

480 468,8

545

540,2

478,9

2019

2020

2017

2018

2015

2016

2013

2014

2011

2012

2009

2010

2007

2008

2005

2003

446,6

2001

2000

440

2002

442,4

2006

520

2004

Maximum load, MW

760

Period of time, year Real loads

Real loads approximation

Recessive period

Latvenergo forecast in 2006

2008.forecast with 1,3% load growing

2008.forecast with 1,7% load growing

2008.forecast with 2,0% load growing

2010.forecast with 1,1% load growing

2010.forecast with 1,3% load growing

2010.forecast with 1,7% load growing

2010.forecast with 2,0% load growing

Fig. 3. The load of Riga from 2000 till 2008 and forecasts of maximal common load from 2008 till 2020

The average load density in the city on a given voltage level is:

(2) where: – is the average load density in the network on the j-th voltage level, MVA/km2 – is the territory of the city allocated for building, km2 – is the total load of city, MVA. In accordance with disadvantaged scenario average load density in Riga city in 2008 was 4 MVA/km2, but in 2020 it won’t be higher than 4.6 MVA/km2. The load densities, referred to the TS busbars of different voltage, differ on size. It takes a place from appearance of the possible additional load on higher voltage level and different factors of simultaneity of the TS maximum load at the maximum of power system, depending on TS quantity in networks of different voltage (fig. 2). The average load densities on the different voltage levels and connection between them can be expressed by relations:

– is the total load of consumers and the load density on the 0.4 kV busbars of transformer substations respectively – is the same for the 10–20 kV busbars of transformer substations – is the same for the 110–220 kV busbars of transformer substations – is the factor of simultaneity of the 10–20/0.4 kV TS maximum load at the maximum of power system, depending on the TS quantity in 10–20 kV network – is the factor of simultaneity of the 110–220/10–20 kV TS maximum load at the maximum of power system, depending on the TS quantity in 110–220 kV network – is the factor of simultaneity of the 330-500-750/110–220 kV TS maximum load at the maximum of power system, depending on the TS quantity in 330-500-750 kV network.

In the real conditions the load densities in separate districts, micro districts of city, in the service areas of separate substations are different. The load density in the service area of separate substation is:

(4) where: – is the service area of i-th TS. If the load densities in the service areas of separate substations are different, then the corrected average load density in the city can be defined as:

(5) where: – is the accepted recovering factor of TS service areas in real conditions. The total service area of TS should be no less than general territory of city allocated for building (with the exception of water spaces, forest and park arrays etc.):

(6) (3) The method of united approach to placement TS of different voltage in the territory of the city, is developed. The mathematical and geometrical modeling of TS service areas is used in this method. 73

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 71–77

The service area of a transformer substation can be simulated by diversified geometrical figures: a circle, a square, a regular hexagon, etc. The most convenient model is regular hexagon, which enables filling practically any shape territory of building in definite order (fig. 4). It is conditionally accepted that the transformer substation should be at the hexagon centre (in real circumstances it should not fall outside the borders of the hexagon). This model of TS service area is chosen as a uniform model-template for TS in different networks of hierarchical structure. The models-templates can be useful for TS with equal rated powers location at the Masterplan of the city (fig. 5). The following correlations exist between the basic geometrical sizes of the hexagon (models – templates) and the main technical parameters of transformers, networks:

Fig. 5. The ideal model of TS location at the Masterplan of city

60,00

2x16MVA 2x25MVA

50,00

2x32MVA 2x40MVA

ПTS,km 2

40,00

2x63MVA 2x80MVA

30,00 20,00 10,00

(7)

0,00 3

σ2 , MVA/km2

Fig. 6. TS service area ПTS vs. load density σ2 for 110/10kV two-transformersubstations with transformer loading factor β = 0.5

5,00

2x16MVA

4,50

2x25MVA

4,00

R TS,km

where: – is the radius of TS service area (also the side of a hexagon and the radius of the circle described around the hexagon) – is the radius of the circle inscribed in the hexagon – is the theoretically minimum distance between the neighboring substations.

2x32MVA

3,50

2x40MVA

3,00

2x63MVA 2x80MVA

2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 3

σ2 , MVA/km

Fig. 7. Radius RTS of TS service area vs. load density σ2 for 110/10kV two-transformer substations with transformer loading factor β = 0.5

Fig. 4. The ideal model of service areas for TS of different voltage levels

The obtained correlations enable to calculate the TS service areas (or areas of model-templates) and radiuses of service areas (or sides of model-templates). For example in fig. 6, fig.7 dependences of service areas and theirs radiuses from load density for 110/10kV TS are resulted with transformer loading factor β = 0.5 for normal working conditions. Analogical it is

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 71–77

possible to construct the same dependences for transformers of different voltages. The maximum active electrical load of each existing transformer substations can be found with the help of expression:

(8)

where: – is the medium growing of consumers’ load per year in variant of forecast – is the final year of calculation period (t2 = 2020) – is the beginning year of load growing (t1 = 2008 or t1 = 2012 in accordance with accepted calculation variant) – is the declared power of consumer – is the factor of simultaneity of load maximum (k1 = 0.8) – is the correction factor, which takes into account uncertainty of connection term for declared power of consumers (k2 = 0.7).

Load growing 1 Nr

1,3

Srnom, MVA 3

In tab. 1 an example of transformer substations` loads determination is given. All the consumers of a city must be rationally distributed among separate transformer substations according to TS’ service area to provide qualitative power supply. As example, the location of substations on the part of city’s territory at the Masterplan of city in real conditions, when the load densities in the service areas of separate substations are different, is shown in fig. 8. The analysis of the value of the service area allows the following conclusions. If the service area is within the permissible zone, the substation is not overloaded and has a reserve of load increase. If the sizes of service area and its radius go out outside maximum permissible values, transformer substations is overloaded and it is necessary to execute measures on its reconstruction (increase of transformers` number, transformer replacement on more powerful) or on building of new for unloading of nearby overloaded TS. Automation process of TS service areas placing on the map of the city is realized by means of Microsoft EXCEL calculation program and graphic computer program AutoCAD.

β admis.

Load growing is begining from

Пr

P2008

σ2008.g.

km2

MVA/km2

β .2008

2012

P2020

S2020

MVA

β .2020

0.5

2.56

19.4

8.42

0.27

0.5

21.79

24.21

0.3

0.5

7.68

29.2

4.22

0.41

0.5

32.66

36.29

0.45

918

0.5

17.6

18.2

1.15

0.25

0.5

20.46

22.73

0.28

9101

0.5

1.27

13.3

11.64

0.3

0.5

15.03

16.7

0.33

9105

0.5

36.2

13.41

0.5

40.42

44.91

0.56

9110

31.5

0.64

9.12

33.4

4.07

0.33

0.5

37.32

41.46

0.37

9111

0.39

2.22

33.2

16.62

0.36

0.5

37.09

41.22

0.4

9112

0.58

8.96

11.9

1.48

0.22

0.5

13.48

14.97

0.25

9113

0.5

1.83

12.1

7.35

0.27

0.5

13.7

15.22

0.3

9114

0.5

3.9

30.8

8.77

0.43

0.5

34.43

38.26

0.48

9115

0.5

10.26

25.3

2.74

0.35

0.5

28.33

31.48

0.39

9116

0.5

0.94

15.3

18.09

0.34

0.5

17.25

19.16

0.38

9117

0.5

17.1

19.3

1.25

0.43

0.5

21.68

24.09

0.48

9119

0.5

0.9

25.6

31.6

0.57

0.5

28.67

31.85

0.64

9123

0.5

4.4

11.2

2.83

0.25

0.5

12.7

14.11

0.28

9130

0.5

12.89

21.4

1.84

0.48

0.5

24.01

26.68

0.53

9131

0.5

6.8

28.3

4.62

0.39

0.5

31.66

35.18

0.44

9132

0.5

1.4

1.56

0.08

0.5

1.83

2.04

0.1

9133

0.5

3.36

7.3

2.41

0.25

0.5

8.37

9.31

0.29

9136

0.5

2.5

19.4

8.62

0.43

0.5

21.79

24.21

0.48

9137

0.5

1.1

1.6

1.62

0.03

0.5

2.05

2.28

0.04

9139

0.5

4.85

9.2

2.11

0.16

0.5

10.48

11.65

0.18

9140

0.5

7.8

3.28

0.51

0.5

25.78

28.65

0.57

9141

0.5

3.9

16.6

4.73

0.37

0.5

18.69

20.76

0.42

9142

0.67

14.4

35.5

2.74

0.53

0.5

39.64

44.05

0.59

9144

0.5

4.1

4.88

0.4

0.5

20.24

22.49

0.45

9106

0.5

3.5

1.96

2.18

0.03

40 25

Tab. 1. Transformer substations’ load determination 75

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 71–77

The proposed method and its implementation allow making decisions in development of networks on early design stages and choose a rational perspective plan in the conditions of uncertainty of the initial information. In perspective power supply scheme of Riga the location for all of theoretically possible TS and possibilities to connect them to existing or new 110kV lines for the realization of 110–330 kV scheme development are foreseen.

Fig. 8. Model of TS real location at the Masterplan of city

Conclusions 1. The united approach to the rational formation of urban power supply system in solving of development problems is offered. 2. The mathematical and geometrical modelling of transformer substations` service areas in view of correct hexagons is made. 3. The model-templates to placement of transformer substations by any voltages in the city territory are developed and theoretical expressions for calculations of geometrical sizes are received. 4. The mathematical expression for determination of TS perspective loads in UPSS middle-term planning task is given. 5. The computer programs Microsoft EXCEL and AutoCad to automate the process of arranging the service areas at the Masterplan of the city are used. 6. The developed method makes it possible to get a rational decision on the development of urban power supply system in the early stages of the design under conditions of incomplete and uncertain information.

REFERENCES 1. Krishans Z., Fundamentals of Power Engineering Enterprises Managment, Riga Technical University, 1997, p. 122 (in Latvian). 2. Guseva S., Mathematical model of power supply schemes supply of urban housing estate, Latvian Journal of Physics and Technical Sciences, No. 6, Riga, 1988, pp. 110–113 (in Russian). 3. Guseva S., Skobeļeva N., Breners N., Borščevskis O., Service areas modelling of urban transformer substations, Proceedings of Riga Technical University, Power and Electrical Engineering, 24(4), Riga, 2009, pp. 24–31. 4. Guseva S., Borscevskis O., Skobeleva N., Breners N., Load forecasting till 2020 of existing and perspective transformer substations in Riga, Proceedings of Riga Technical University, Power and Electrical Engineering, 25(4), Riga, 2009, pp. 77–80. 5. Guseva S., Skobeleva N., Breners N., Borscevskis O., Determination of service areas of urban transformer substations and distribution using geometrical templates, Latvian Journal of Physics and Technical Sciences, No. 6, Riga, 2009, pp. 16–26. 6. Guseva S., Skobeleva N., Breners N., Borscevskis O., Rational approach to the formation of urban power supply system in solving of development problems, Energy Forum 2010, Varna, 2010, pp. 280–289.

Acknowledgement

This work has been supported by the European Social Fund within the project “Support for the implementation of doctoral studies at Riga Technical University”.

Svetlana Guseva Riga Technical University e-mail: guseva@eef.rtu.lv Received Dipl. Eng. from Riga Polytechnic Institute (RPI) in 1964, Cand. Techn. Sc. degree from Byelorussian Polytechnic Institute (BPI) in 1987 and Dr. Sc. Ing. degree in 1992 from Riga Technical University (RTU). She has been working in RTU (earlier RPI) from 1965, from 2003 she is Associated profesor of RTU. Her research include Power System Mathematical Simulation and Optimization.

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | 71â&#x20AC;&#x201C;77

Olegs Borscevskis Riga Technical University e-mail: olegs.borcevskis@latvenergo.lv Received Dipl. Eng. from Riga Technical University in 2005, Mg.Sc.Ing. degree from Riga Technical University (RTU) in 2007, from 2008 he is PhD student.

Nataly Skobeleva Riga Technical University e-mail: nataly.skobeleva@olimps.lv Received Dipl. Eng. from Riga Polytechnic Institute (RPI) in 1990, Mg.Sc.Ing. degree from Riga Technical University (RTU) in 1996, from 2007 she is PhD student and researcher in RTU.

Lubov Petrichenko Riga Technical University e-mail: luba1302@inbox.lv Received B.Sc. degree in electrical engineering from the Riga Technical University, Riga, Latvia, in 2008. She is M.Sc. student at Riga Technical University, Power Engineering Institute, Riga, Latvia.

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 71–77

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 71–77. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Planowanie obciążeń stacji transformatorowych przy rozbudowie miejskich systemów elektroenergetycznych Autorzy

Svetlana Guseva Olegs Borscevskis Nataly Skobeleva Lubov Petrichenko

Słowa kluczowe

system elektroenergetyczny, sieci rozdzielcze, optymalizacja

Streszczenie

W artykule zaprezentowano systemowe podejście do tworzenia miejskiego systemu elektroenergetycznego. Uwzględniono hierarchiczną strukturę budowy poziomów napięcia i gęstości obciążenia. Wykonano matematyczne i geometryczne modelowanie obszarów obsługi dla stacji transformatorowych różnych napięć. Podano sposób planowania obciążeń stacji transformatorowych. Zaproponowano metodę graficznego rozmieszczenia stacji transformatorowych na terenie miasta dla nowych stacji w obecnej strukturze sieci. Przy zastosowaniu tej metody wykorzystuje się arkusz kalkulacyjny Microsoft Excel oraz program graficzny AutoCAD. Metoda ta umożliwia racjonalne podejmowanie decyzji co do rozbudowy miejskiego systemu elektroenergetycznego na początkowych etapach projektowania w warunkach, gdy nie dysponuje się pełną informacją.

1. Wprowadzenie Strategia rozbudowy miejskiego systemu elektroenergetycznego polega na planowaniu długoterminowym: 20–25 lat lub średnioterminowym: 10–15 lat. Dla takiej perspektywy czasu można uzyskać jedynie przybliżone, wstępne informacje na temat przyszłej sytuacji gospodarczej państwa, wielkości inwestycji, wskaźnika wzrostu obciążeń w mieście, harmonogramu budowy nowych stacji transformatorowych (ST) i linii elektroenergetycznych. Dlatego zadanie rozbudowy miejskiego systemu elektroenergetycznego rozwiązuje się w warunkach niepełnych i niepewnych informacji początkowych. Pomimo to zadanie polega tu na znalezieniu technicznie i ekonomicznie uzasadnionych wariantów, które mogłyby zapewnić racjonalny rozwój miejskiego systemu elektroenergetycznego. Problem powyższy rozwiązuje się kompleksowo w następujących krokach: • prognoza całkowitego obciążenia miasta w perspektywie średniookresowej • modelowanie sieci • określenie obciążeń dla obecnych i nowych stacji transformatorowych • wybór lokalizacji nowych stacji • włączenie nowych stacji transformatorowych w układ sieci za pomocą obecnych i nowych linii 110 kV. W artykule rozważa się teoretyczne i praktyczne podejście do rozwiązania kilku problemów rozbudowy sieci 110/10–20 kV w największym mieście Łotwy (Rydze) w okresie następnych 10 lat (do 2020 roku). System elektroenergetyczny dużego miasta można przedstawić jako strukturę hierarchiczną jak na rys. 1 i rys. 2. Najwyższy poziom tej struktury to krajowy lub regionalny system elektroenergetyczny. Miejskie

podsystemy lub elementy tej hierarchicznej struktury to zewnętrznie zasilany system o napięciu 330 kV i wyższym, wewnętrznie zasilany systemem o napięciach 110 kV (220 kV) – 10 kV (20 kV) – 0,4 kV oraz ogół odbiorców miejskich. Podsystemy te połączone są za pośrednictwem stacji transformatorowych i sieci wysokiego napięcia o poziomach odpowiadających hierarchii w systemie miejskim.

σ3

110 kV

σ2

σ1

Układ zasilania w danym regionie lub miejscu

Zewnętrzny układ zasilania z miasta Sieci 330 kV

Podstacje 330/110 kV

Wewnętrzny układ zasilania miasta Sieci 110; 20–10 kV

Podstacje 110; 20–10 kV i 20–10/0,4 kV

Odbiorcy miejscy

Rys. 1. Standardowa struktura miejskiego systemu elektroenergetycznego

330 kV (i wyższe)

σ0

10–20 kV

0,4 kV

Rys. 2. Hierarchia poziomów napięcia i gęstości obciążeń w miejskim systemie elektroenergetycznym

Obciążenie stacji transformatorowych tworzą różne grupy odbiorców miejskich. Całkowite obciążenie przez odbiorców na każdym poziomie hierarchii należy pokryć odpowiednią mocą stacji transformatorowych z uwzględnieniem wymaganej rezerwy. W ogólności całkowite obciążenie miasta na odpowiadającym mu poziomie napięcia wynosi:

(1)

gdzie: – obciążenie i-tej stacji transformatorowej, i = 1, 2, …, nTS – współczynnik równoczesności obciążeń szczytowych stacji transformatorowych przy

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 71–77

szczytowym obciążeniu systemu, zależny od liczby stacji transformatorowych w danej sieci na danym poziomie napięcia j, j = 0, 1, 2, …, J – liczba transformatorów w stacji – współczynnik obciążenia danego transformatora w i-tej stacji – moc znamionowa danego transformatora w i-tej stacji – liczba stacji transformatorowych w danym mieście (lub jego części). Gęstość obciążenia w danym mieście i poszczególnych obszarach zależy od specyfiki zabudowy, typowej liczby kondygnacji, poziomu elektryfikacji oraz poziomu napięcia, na którym odbiorcy przyłączeni są do systemu miejskiego. Nowoczesne miasta charakteryzują się dużą gęstością obciążenia w centralnych dzielnicach biznesowych i mniejszą w dzielnicach innych, oddalonych od centrum. 2. Prognozowanie obciążenia elektrycznego miasta Wstępne dane obliczeniowe do prognozy to założone czynne obciążenia stacji transformatorowych wraz z danymi pomiarowymi P2008, gęstość obciążenia σ2008 w obszarach Пr obsługiwanych przez obecne stacje transformatorowe. Całkowite obciążenie miasta Ryga w 2008 roku wynosiło = 545 MW. Na podstawie analizy rzeczywistych obciążeń elektrycznych w latach 2000–2009 skorygowano wcześniejszą prognozę obciążenia Rygi na lata 2006–2018. We wcześniejszych optymistycznych scenariuszach rozwoju gospodarczego od roku 2006 do 2018 założono 3 proc. roczny przyrost obciążenia (prognoza z 2006 roku). W skorygowanych wariantach prognozy przyjęto: • 2%, 1,7%, 1,3% – roczne przyrosty obciążenia w latach 2008–2020, zgodnie ze scenariuszem niestabilnego wzrostu gospodarczego (do początku kryzysu gospodarczego) • 2%, 1,7%, 1,3% oraz 1,1% – roczne przyrosty obciążenia zgodnie z pesymistycznym scenariuszem rozwoju gospodarczego (okres recesji w latach 2008– 2012 bez przyrostu obciążenia) i poprawy sytuacji począwszy od 2012 roku. Prognozę tę w formie graficznej przedstawiono na rys. 3.

W warunkach rzeczywistych gęstości obciążeń różnią się w poszczególnych dzielnicach i mikrodzielnicach miasta, w obszarach obsługiwanych przez poszczególne stacje. Gęstość obciążenia w obszarze obsługiwanym przez pojedynczą stację wynosi:

Zgodnie ze scenariuszem pesymistycznym średnia gęstość obciążenia w Rydze w 2008 roku wynosiła 4 MVA/km2, ale w 2020 roku nie przekroczy 4,6 MVA/km2. Gęstości obciążenia odniesione do szyn poszczególnych napięć stacji transformatorowych różnią się. Wynika to z ewentualnego dodatkowego obciążenia na wyższym poziomie napięcia oraz różnych współczynników równoczesności obciążenia szczytowego stacji transformatorowych w szczycie obciążenia systemu elektroenergetycznego, w zależności od liczby stacji transformatorowych w sieciach poszczególnych napięć (rys. 2). Średnie gęstości obciążenia na poszczególnych poziomach napięcia i połączeniach pomiędzy nimi można wyrazić zależnością:

Jeżeli gęstości obciążenia w obszarach obsługiwanych przez poszczególne stacje różnią się, wówczas skorygowaną średnią gęstość obciążenia w mieście można zdefiniować jako:

(3)

Całkowity obszar obsługiwany przez stacje transformatorowe powinien być nie mniejszy niż łączny obszar miasta przeznaczony do zabudowy (z wyjątkiem zbiorników wodnych, lasów, parków itp.):

gdzie:

Maximum load, MW

760 720

691 667 639 636 624 604 595

640 600

568,2 545

560 520

529,6 521

490,5

480 468,8 442,4 446,6

545

540,2

478,9

2019

2020

2016

2017

2018

2013

2014

2015

2010

2011

2012

2007

2008

2009

2005

2006

2002

2003

2004

2000

2001

440

Period of time, year Real loads

Real loads approximation

Recessive period

Latvenergo forecast in 2006

2008.forecast with 1,3% load growing

2008.forecast with 1,7% load growing

2008.forecast with 2,0% load growing

2010.forecast with 1,1% load growing

2010.forecast with 1,3% load growing

2010.forecast with 1,7% load growing

2010.forecast with 2,0% load growing

Rys. 3. Obciążenie Rygi w latach 2000–2008 oraz prognoza łącznego obciążenia maksymalnego na lata 2008–2020

Średnia gęstość obciążenia w mieście na danym poziomie napięcia wynosi:

(4)

gdzie: – obszar obsługiwany przez i-tą stację transformatorową.

5) gdzie: – uznany współczynnik odzyskiwania obszarów obsługi przez stacje transformatorowe w warunkach rzeczywistych.

800

680

systemu, zależny od liczby stacji transformatorowych w sieci 330–500–750 kV.

gdzie: – średnia gęstość obciążenia w sieci na j-tym poziomie napięcia, MVA/km2 – obszar miasta przeznaczony do zabudowy, km2 – całkowite obciążenie miasta, MVA.

841

840

(2)

– odpowiednio, całkowite obciążenie przez odbiorców oraz gęstość obciążenia na szynach 0,4 kV stacji transformatorowych – jak wyżej, dla szyn 10–20 kV stacji transformatorowych – jak wyżej, dla szyn 110–220 kV stacji transformatorowych – współczynnik równoczesności obciążenia szczytowego stacji transformatorowych 10–20/0,4 kV w szczycie mocy systemu, zależny od liczby stacji transformatorowych w sieci 10–20 kV – współczynnik równoczesności obciążenia szczytowego stacji transformatorowych 110–220/10–20 kV w szczycie mocy systemu, zależny od liczby stacji transformatorowych w sieci 10–220 kV – współczynnik równoczesności obciążenia szczytowego stacji transformatorowych 330–500–750/110–220 kV w szczycie mocy

(6)

Opracowano metodę jednolitego podejścia do rozmieszczania stacji transformatorowych różnych napięć na obszarze miasta. W metodzie tej wykorzystuje się matematyczne i geometryczne modelowanie obszarów obsługiwanych przez stacje transformatorowe. Obszar obsługiwany przez stację transformatorową można symulować jako różne figury geometryczne: koło, kwadrat, sześciokąt foremny itp. Modelem najwygodniejszym jest sześciokąt foremny, który umożliwia wypełnienie w określonym porządku obszaru zabudowy o praktycznie dowolnym kształcie (rys. 4). Warunkowo uznaje się, że stacja transformatorowa powinna być ulokowana w środku tego sześciokąta (w warunkach rzeczywistych nie powinna wykraczać poza jego granice). Ten model obszaru obsługiwanego przez stację transformatorową wybiera się jako jednolity model-szablon dla stacji w różnych sieciach o strukturze hierarchicznej. Modeleszablony te mogą być przydatne do rozmieszczania stacji transformatorowych o tych samych napięciach znamionowych na planie głównym miasta (rys. 5). Pomiędzy podstawowymi rozmiarami geometrycznymi tych sześciokątów (modeli-szablonów) a głównymi parametrami technicznymi transformatorów i sieci zachodzą następujące korelacje:

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 71–77

5,00

2x16MVA

4,50

2x25MVA

R TS,km

4,00

2x32MVA

3,50

2x40MVA

3,00

2x63MVA 2x80MVA

2,50 2,00 1,50 1,00

Jeśli powierzchnia obszaru obsługi i jego promień przekraczają dopuszczalne wartości, stacja transformatorowa jest przeciążona i aby ją odciążyć, trzeba ją rozbudować (zwiększyć liczbę transformatorów, wymienić transformator na większy) lub w jej pobliżu wybudować nową stację.

0,50

(7)

0,00 3

σ2 , MVA/km2

gdzie: – promień obszaru obsługi stacji transformatorowej (także bok sześciokąta i promień opisanego na nim okręgu) – promień okręgu wpisanego w sześciokąt – teoretycznie minimalna odległość między sąsiednimi stacjami.

Rys. 7. Promień RTS obszaru obsługiwanego przez stację transformatorową w funkcji gęstości obciążenia σ2 dla dwutransformatorowych stacji 110/10 kV ze współczynnikiem obciążenia transformatorów β = 0,5

Uzyskane korelacje pozwalają obliczyć powierzchnie obszarów obsługiwanych przez stacje transformatorowe (lub modeli-szablonów) i ich promienie (lub boki modeli-szablonów). Na przykład na rys. 6 i rys. 7 zależności obszarów obsługi i ich promieni od gęstości obciążenia dla stacji 110/10 kV wynikają ze współczynnika obciążenia transformatora β = 0,5 w normalnych warunkach pracy. Analogicznie można zbudować te same zależności dla transformatorów o różnych napięciach. Maksymalne czynne obciążenie elektryczne poszczególnych obecnych stacji transformatorowych można określić z wyrażenia:

Rys. 4. Idealny model obszarów obsługiwanych przez stacje transformatorowe różnych napięć

w którym: – przeciętny roczny przyrost obciążenia przez odbiorców w danym wariancie prognozy – ostatni rok okresu obliczeniowego (t2 = 2020) – rok początkowy przyrostu obciążenia (t1 = 2008 lub t1 = 2012 zgodnie z przyjętym wariantem obliczeń) – moc zgłoszona przez odbiorcę

Rys. 5. Idealny model lokalizacji stacji transformatorowych na planie głównym miasta

60,00

2x16MVA 2x25MVA

50,00

2x32MVA 2x40MVA

ПTS,km 2

40,00

2x63MVA 2x80MVA

30,00 20,00 10,00 0,00 3

σ2 , MVA/km2

Rys. 6. Obszar obsługiwany przez stację transformatorową ПTS w funkcji gęstości obciążenia σ2 dla dwutransformatorowych stacji 110/10 kV ze współczynnikiem obciążenia transformatorów β = 0,5

(8)

– współczynnik równoczesności obciążeń szczytowych (k1 = 0,8) – współczynnik korekcyjny, który uwzględnia niepewność terminu przyłączenia mocy zgłoszonych przez odbiorców (k2 = 0,7)

W tab. 1 podano przykład określenia obciążeń stacji transformatorowych. Aby zapewnić odpowiednią jakość zasilania, wszystkich odbiorców w mieście trzeba racjonalnie rozdzielić pomiędzy poszczególne stacje transformatorowe, stosownie do obsługiwanych przez nie obszarów. Na przykład na rys. 8 pokazano lokalizację stacji w części miasta na planie głównym miasta w warunkach rzeczywistych, tzn. przy różnych gęstościach obciążeń w obszarach obsługi poszczególnych stacji. Analiza powierzchni obszarów obsługi pozwala sformułować następujące wnioski. Jeśli obszar obsługi mieści się w strefie dopuszczalnej, dana stacja nie jest przeciążona i ma rezerwę na przyrost obciążenia.

Rys. 8. Model rzeczywistej lokalizacji stacji transformatorowych na planie głównym miasta

Proces automatycznego rozmieszczenia obszarów obsługiwanych przez stacje transformatorowe na mapie miasta realizuje się za pomocą arkusza kalkulacyjnego Microsoft Excel i graficznego programu komputerowego AutoCAD. Proponowana metoda i jej realizacja umożliwiają podejmowanie decyzji co do rozbudowy sieci na wczesnych etapach projektowania i wybór racjonalnego planu perspektywicznego w warunkach niepewności informacji wstępnych. W perspektywicznym układzie zasilania Rygi przewiduje się lokalizację wszystkich teoretycznie możliwych stacji transformatorowych oraz możliwość przyłączenia ich do obecnych lub nowych linii 110 kV w celu realizacji rozbudowy systemu 110–330 kV. Wnioski 1. Zaproponowano jednolite podejście do racjonalnego tworzenia miejskiego elektroenergetycznego i rozwiązywania problemów jego rozbudowy. 2. Przeprowadzono matematyczne i geometryczne modelowanie obsługiwanych przez stacje transformatorowe obszarów w postaci sześciokątów foremnych. 3. Opracowano modele-szablony do rozmieszczania stacji transformatorowych dowolnych napięć na terenie miasta i uzyskano teoretyczne wyrażenia do obliczania ich rozmiarów geometrycznych. 4. Podano wyrażenie matematyczne do określenia przyszłych obciążeń stacji transformatorowych w ramach średnioterminowego planowania miejskiego systemu elektroenergetycznego. 5. Do automatyzacji procesu rozmieszczania obszarów obsługi na Planie głównym miasta zastosowano programy komputerowe MS Excel i AutoCAD. 6. Metoda ta umożliwia racjonalne podejmowanie decyzji o rozbudowie miejskiego systemu elektroenergetycznego na początkowych etapach projektowania w warunkach informacji niepełnych i niepewnych.

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 71–77

Przyrost obciążenia 1 Nr

%= 3

Srnom, MVA 3

Przyrost obciążenia począwszy od roku

1,3

β admis.

Пr

P2008

σ2008.g.

km2

MVA/km2

β .2008

2012

P2020

S2020

MVA

β .2020

0,5

2,56

19,4

8,42

0,27

0,5

21,79

24,21

0,3

0,5

7,68

29,2

4,22

0,41

0,5

32,66

36,29

0,45

918

0,5

17,6

18,2

1,15

0,25

0,5

20,46

22,73

0,28

9101

0,5

1,27

13,3

11,64

0,3

0,5

15,03

16,7

0,33

9105

9110

31,5

9111

9112

9113

9114

9115

0,5

36,2

13,41

0,5

40,42

44,91

0,56

0,64

9,12

33,4

4,07

0,33

0,5

37,32

41,46

0,37

0,39

2,22

33,2

16,62

0,36

0,5

37,09

41,22

0,4

0,58

8,96

11,9

1,48

0,22

0,5

13,48

14,97

0,25

0,5

1,83

12,1

7,35

0,27

0,5

13,7

15,22

0,3

0,5

3,9

30,8

8,77

0,43

0,5

34,43

38,26

0,48

0,5

10,26

25,3

2,74

0,35

0,5

28,33

31,48

0,39

9116

0,5

0,94

15,3

18,09

0,34

0,5

17,25

19,16

0,38

9117

0,5

17,1

19,3

1,25

0,43

0,5

21,68

24,09

0,48

9119

0,5

0,9

25,6

31,6

0,57

0,5

28,67

31,85

0,64

9123

0,5

4,4

11,2

2,83

0,25

0,5

12,7

14,11

0,28

9130

0,5

12,89

21,4

1,84

0,48

0,5

24,01

26,68

0,53

9131

0,5

6,8

28,3

4,62

0,39

0,5

31,66

35,18

0,44

9132

0,5

1,4

1,56

0,08

0,5

1,83

2,04

0,1

9133

0,5

3,36

7,3

2,41

0,25

0,5

8,37

9,31

0,29

9136

0,5

2,5

19,4

8,62

0,43

0,5

21,79

24,21

0,48

9137

0,5

1,1

1,6

1,62

0,03

0,5

2,05

2,28

0,04

9139

0,5

4,85

9,2

2,11

0,16

0,5

10,48

11,65

0,18

9140

0,5

7,8

3,28

0,51

0,5

25,78

28,65

0,57

9141

9142

9144

9106

40 25

0,5

3,9

16,6

4,73

0,37

0,5

18,69

20,76

0,42

0,67

14,4

35,5

2,74

0,53

0,5

39,64

44,05

0,59

0,5

4,1

4,88

0,4

0,5

20,24

22,49

0,45

0,5

3,5

1,96

2,18

0,03

Tab. 1. Określenie obciążenia stacji transformatorowych

Bibliografia 1. Krishans Z., Fundamentals of Power Engineering Enterprises Management [Podstawy zarządzania przedsiębiorstwem elektroenergetycznym], Politechnika w Rydze, 1997, s. 122 (w języku łotewskim). 2. Guseva S., Mathematical model of power supply schemes supply of urban housing estate [Model matematyczny systemów elektroenergetycznych zasilania osiedli mieszkaniowych], Latvian Journal of Physics and Technical Sciences, Ryga 1988, No. 6, s. 110–113 (w języku rosyjskim). 3. Guseva S., Skobeļeva N., Breners N., Borscevskis O., Service areas modelling of urban transformer substations [Modelowanie obszarów obsługiwanych przez miejskie stacje transformatorowe], Publikacje Politechniki w Rydze, Elektroenergetyka i Elektryczność, Ryga 2009, No. 24(4) s. 24–31.

4. Guseva S., Borscevskis O., Skobeleva N., Breners N., Load forecasting till 2020 of existing and perspective transformer substations in Riga [Prognozowanie obciążeń obecnych i planowanych stacji transformatorowych w Rydze do roku 2020], Publikacje Politechniki w Rydze, Elektroenergetyka i Elektryczność, Ryga 2009, No. 25(4) s. 77–80. 5. Guseva S., Skobeleva N., Breners N., Borscevskis O., Determination of service areas of urban transformer substations and distribution using geometrical templates [Określanie obszarów obsługiwanych przez miejskie stacje transformatorowe i rozdziału przy użyciu szablonów geometrycznych], Latvian Journal of Physics and Technical Sciences, Ryga 2009, No. 6, s. 16–26. 6. Guseva S., Skobeleva N., Breners N., Borscevskis O., Rational approach to the formation of urban power supply system in solving of development problems [Racjonalne podejście

do tworzenia miejskiego systemu elektroenergetycznego przy rozwiązywaniu problemów jego rozbudowy], Energy Forum 2010, Warna, 2010, s. 280–289. Podziękowanie

Praca niniejsza była subsydiowana ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego w ramach projektu „Wsparcie dla wdrażania studiów doktoranckich na Politechnice w Rydze”.

S. Guseva et al. | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 71–77

Svetlana Guseva

prof. dr inż. Ryski Uniwersytet Techniczny e-mail: guseva@eef.rtu.lv Dyplom inżyniera uzyskała w Instytucie Politechnicznym w Rydze (1964), stopień kandydata nauk technicznych w Białoruskim Instytucie Politechnicznym (1987) i doktora habilitowanego nauk technicznych na Politechnice Ryskiej (1992). Od 1965 roku pracuje na Politechnice Ryskiej (d. Instytucie Politechnicznym w Rydze), od 2003 roku jako profesor nadzwyczajny. Jej badania obejmują matematyczną symulację i optymalizację systemu elektroenergetycznego.

Olegs Borscevskis

mgr inż. Ryski Uniwersytet Techniczny e-mail: olegs.borcevskis@latvenergo.lv Dyplom inżyniera uzyskał na Politechnice Ryskiej (2005), tam też zdobył tytuł magistra inżyniera (2007). Od 2008 roku jest słuchaczem studiów doktoranckich.

Nataly Skobeleva

mgr inż. Ryski Uniwersytet Techniczny e-mail: nataly.skobeleva@olimps.lv Dyplom inżyniera uzyskała na Politechnice Ryskiej (1990), tam też zdobyła tytuł magistra inżyniera (1996). Od 2007 roku jest słuchaczką studiów doktoranckich i pracownikiem badawczym politechniki.

Lubov Petrichenko

inż. Ryski Uniwersytet Techniczny e-mail: luba1302@inbox.lv Stopień licencjata z zakresu inżynierii elektrycznej uzyskała na Politechnice Ryskiej (2008). Słuchaczka studiów magisterskich w Instytucie Elektroenergetyki macierzystej uczelni.

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | 83–87

Generation technologies of the future for Polish power system

Author Bolesław Zaporowski

Keywords generation technologies, system power plants, CHP plants, small power CHP plants (distributed sources), power system

Abstract The paper presents an analysis of electricity generation technologies, as well as heat and electricity cogeneration technologies of the future for Polish power system. The analysis focuses on technologies used in three types of power plants: system large power plants, large and medium power CHP plants and small power CHP plants (distributed sources). Individual solutions are characterised by their specific CO2 emissions (kg CO2/kWh) and specific electricity generation cost discounted for 2011 with the carbon emission cost included.

1. Introduction A necessity to adapt a new agreement on greenhouse gas emission curtailment after 2012 by the UN Convention on Climate Change, related to the expiration of the Kyoto Protocol, combined with the Directives of the European Parliament and of the Council and related decisions issued in 2009 [1, 2, 3, 4] posed a serious challenge for the Polish power system, which will have to implement power generation technologies ensuring a considerable reduction of CO2 emissions during the first half of this century. According to the studies by the International Energy Agency (IEA) in order to avoid a climate disaster, understood as average global temperature growth exceeding 2°C, by 2050 the world should reduce its CO2 emissions from approximately 27 bn tonnes in 2005 to some 14 bn tonnes in 2050. This would enable halting the increase of CO2 concentration in the atmosphere at the level of ca. 450 ppm in 2050, compared to 385 ppm in 2005. Because of that two possible scenarios for fossil fuel consumption and CO2 emissions are taken into consideration: the reference scenario, which would result with a global emission of ca. 62 bn tonnes CO2 in 2050 and concentration of 550 ppm – leading to a catastrophic global temperature increase of some 4°C, and the so-called 450 scenario, where

the emissions need to be cut down to approximately 14 bn CO2 per year by 2050 in order to stop the CO2 concentration at 450 ppm. Achieving such a major emission reduction may only be achieved by adopting new technologies in four businesses: electricity generation, transport, construction and industry. This study analyses generation technologies of the future for the Polish electricity generation sector – i.e. ones characterised by high efficiency, low emissions and economic effectiveness.

2. Global electricity generation In 2008 global electricity generation was around 20.3 thousand TWh. It was mainly based on the following natural energy sources: hard coal and lignite (40.77%), natural gas (21.26%), nuclear fuel (13.47%), fuel oil (5.48%) and renewable energy sources (19.02%) – including hydroelectricity (16.22%) [5]. The structure of natural energy sources used for electricity generation in different areas and countries is diversified. The share of individual primary energy sources used for electricity generation in 2008 on a global scale and in the countries with the highest generation volumes (above 1000 TWh per year) – USA, China, EU, Japan and Russia – as well as in Poland, is presented in tab. 1.

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | 83–87

Share of primary energy sources in electricity generation (%) Region or country

World

Total electricity generated [TWh]

Renewable energy sources Coal

20 269.2

Natural gas

40.77

21.26

Fuel oil

Nuclear fuel

5.48

13.47

Hydro

Wind

16.22

Biomass

1.16

Sun and geothermal

1.32

0.32

USA

4 369.1

48.80

20.83

1.32

19.17

6.45

1.38

1.66

China European Union Japan

3 456.9

78.97

1.00

0.686

1.98

16.92

0.38

0.07

3 373.0

28.06

23.30

3.0

27.76

10.62

3.82

3.27

0.17

1 082.0

26.64

26.17

12.86

23.86

7.70

0.45

2.07

0.25

Russia

1 040.4

18.91

47.55

1.55

15.68

16.02

0.24

0.05

157.4

90.03

3.21

Poland (2010)

–

1.64

1.04

0.39 –

4.08

–

Tab. 1. Share of individual primary energy sources used for electricity generation in 2008

In 2008 global electricity generation consumed approximately 4610 m toe of primary energy, including: ca. 2180 m toe in hard coal and lignite, ca. 1000 m toe in natural gas, ca. 290 m toe in fuel oil, ca. 700 m toe in nuclear fuel, ca. 280 m toe in hydropower, ca. 90 m toe in biomass and ca. 70 m toe in other renewable energy sources. Because of that, in 2008 global electricity generation was responsible for emission of approximately 12 bn tonnes of CO2, while the total global emission in that year was ca. 29 bn tonnes. This shows that in 2008 global power generation was responsible for ca. 41% of global CO2 emission.

3. Electricity generation in Poland One of the prerequisites of ensuring security of power supplies in Poland during the coming years will be new investment in the electricity generation business. This results from the anticipated power consumption and system load increase, as well as analysis of the current power generation fleet in the national power system. Total installed capacity in the Polish power system on 31 January 2010 was ca. 36,210 MW, while the technically available power was ca. 36,160 MW [6]. Yet a considerable share of the generation capacity, Year

both in system power plants and CHP units, with a total output exceeding 7.3 GW, has been operating for more than forty years, and their total operating time has exceeded 200 thousand hours. Therefore, it may be expected that a considerable amount of those will be either decommissioned or upgraded s to come. In 2010 domestic electricity generation in Poland was 157.4 TWh; of this 90.03% was in power plants fired with hard coal or lignite, 3.21% in natural gas plants, 4.08% in biomass and biogas plants (including 3.17% using co-firing with coal), 1.64% in flow-of-the-river hydroelectric plants and 1.04% by wind power plants [6]. Total electricity generation and gross consumption in 2000–2010 is presented in tab. 2 [7]. The amount of electricity generated in Poland during those years was considerably influenced by export volumes being higher than imports. The average annual gross electricity consumption increase in 2000–2010 was 1.53%. Further analysis is based on the assumption that the average annual increase of power generation in Poland by 2030 will be 1.4%. Forecasted gross domestic electricity demand for 2015, 2020, 2025 and 2030, as well as new capacity requirements for the power system are presented in tab. 3.

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Electricity generation (TWh)

145.2

145.6

144.1

151.6

154.2

156.9

161.7

159.5

155.3

151.7

157.4

Gross electricity consumption (TWh)

134.0

138.9

137.1

141.5

144.9

145.7

150.7

154.1

154.6

149.5

156.1

3.61

-1.32

3.22

2.40

0.61

3.40

2.26

0.35

-3.30

4.38

Gross consumption increase (%)

Tab. 2. electricity generation and gross electricity consumption in Poland in 2000–2010

Item Forecasted gross electricity consumption (TWh)

Year

2015

2020

2025

2030

170.0

182.3

195.4

209.5

Required available (installed) capacity (MW)

37 300

40 000

42 800

46 000

Forecasted available capacity of sources operating in 2010 (MW)

31 200

27 400

23 400

16 500

6 100

12 600

19 400

29 500

Required new build (MW) Tab. 3. Required new generation capacity in power system for 2015, 2020, 2025 and 2030 84

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | 83–87

Capacity of new projects (newly commissioned power generation units), after taking into account forecasted decommissioning of part of capacity operational in 2010, depends on the type of newly constructed plants (anticipated capacity factor for individual plant types). Taking into account the current capacity mix in the national power system, as well as assumptions of the Polish energy policy until 2030 [8], this study assumes that development of power generation capacities in our country should proceed in parallel in three following groups: • System power plants • Large and medium power CHP plants supplying municipal district heating systems and industrial plants • Small power plants and small CHP plants (distributed generation). The analysis of electricity generation technologies available for deployment during the next twenty years was based on the assumption that the security of primary fuel supplies for the electricity generation sector in Poland may be ensured for: • Hard coal and lignite • Biomass, after market for this fuel is appropriately developed in Poland • Natural gas to a limited extent • Wind power • Hydropower to a small extent • Nuclear power, provided that supplies of fuel can be ensured

Fuel/Technology

throughout the plant lifetime in a way not obstructed by political factors and spent fuel disposal is resolved.

4. Generation technologies of the future for system power plants, as well as large and medium power CHP plants A catalogue of generation technologies of the future for the Polish power system during the next twenty years has been created after a study on energy and economic effectiveness, environmental impact of various solutions for system power plants as well as large and medium power CHP plants and analysis of fuel security of supplies and costs (for hard coal, lignite, nuclear fuel, natural gas and biomass) (see tab. 4). Individual solutions have been characterised by their specific electricity generation costs discounted for 2011 and specific CO2 emissions [9], as it has been assumed that the future of individual solutions for system power plants and CHP plants will depend primarily on their economic performance. Specific electricity generation costs are directly based on such key performance indicators as energy efficiency and environmental impact values (CO2 emission costs). Another important evaluation criterion was operating reliability. The highest availability was attributed to already commercialised technologies. All analysed solutions have been divided into three groups according to their global development status: commercially available (C), demonstration (D) and pilot (P).

Electricity generation cost (PLN/MWh). including CO2 charge of: 240 PLN / Mg 0 PLN/ Mg CO2 160 PLN /Mg CO2 CO2

Global development status

Carbon emission [kg CO2/ kWh]

194 1) 231 2) 248 219 1) 258 2) 274 343

339 1) 345 2) 362 358 1) 382 2) 388 343

412 1) 403 2) 420 428 1) 448 2) 464 343

292

348

375

System power plants 1

Lignite-fired supercritical steam cycle

0.868

Hard coal-fired supercritical steam cycle

0.685

Lignite-fired IGCC

0.833

Hard coal-fired IGCC

0.658

PWR nuclear unit

Natural gas GTCC

Hard coal-fired supercritical steam cycle CHP

0.616

198

301

352

Natural gas-fired GTCC with a 3-pressure HRSG

0.287

259

305

329

Natural gas-fired GTCC with a 2-pressure HRSG

0.302

272

321

346

Biomass-fired medium output steam cycle CHP

336

IGCC CHP unit

385

0341

Large and medium power CHP plants

Tab. 4. Key performance indicators of different technical solutions for system power plants and large and medium power CHP plants 1) Plant close to a mine, 2) Plant approximately 300 km from a mine

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | 83–87

Global development status 3 Small wind and hydro power plants C C Small CHP plants

No.

Fuel/Technology

1 2

Wind power plant (2.0 MW) Small hydroelectric plant (150 kW)

Small simple cycle gas turbine CHP unit fired with natural gas (0.5–7.0 MW)

Gas engine CHP unit fired with natural gas (0.2–3.0 MW)

Small ORC CHP unit fired with biomass (0.5–2.0 MW)

Small steam CHP unit fired with biomass (1.0–3.0 MW)

Gas engine CHP unit integrated with biological methane generator (waste) (0.1–2.0 MW) Gas engine CHP unit integrated with biological methane generator (biomass) (0.1–2.0 MW)

Gas turbine CHP unit with integrated biomass gasification (0.5–5.0 MW)

Small gas engine CHP unit with integrated biomass gasification (0.1–2.0 MW)

Fuel cell CHP unit with integrated biomass gasification

Discounted electricity generation cost (PLN/MWh) 4 390 510 1) 276 2) 308 1) 361 2) 422 1) 384 2) 548 1) 392 2) 554 1) 284 2) 446 1) 434 2) 596 1) 469 2) 663 1) 502 2) 702 1) 579 2) 799

Tab. 5. Performance indicators of power generation solutions for small power plants and small power CHP plants (distributed sources) 1) Full load equivalent operating time T = 6400 h/year, 2) Full load equivalent operating time T = 4400 h/year

5. Generation technologies of the future for small power plants and small CHP plants The main criterion for the catalogue of prospective distributed power generation technologies was, as in Chapter 4, specific electricity generation cost discounted for 2011. Selected generation technologies of the future for small power plants and small CHP plants (distributed sources) and calculated specific electricity generation cost discounted for 2011 – based, among other data, on their energy efficiency – are presented in tab. 5.

6. Conclusions 1. Hard coal and lignite will remain strategic fuels for commercial power stations in Poland by 2020. Currently, the only fully mature technology enabling coal-based power generation characterised by high efficiency is a steam cycle with supercritical (ultra critical) parameters. The solution with the highest economic efficiency, i.e. the lowest specific cost of electricity generation discounted for 2011, is a lignite-fired supercritical steam cycle unit (ca. 194 PLN/MWh, excluding CO2 emission allowances cost). Specific electricity generation cost discounted for 2011 for the hard coal supercritical steam cycle units is ca. 231 PLN/MWh for plants located near coal mines and ca. 248 PLN/MWh in the case of plants located some 300 km away from coal mines (excluding CO2 emission allowances cost). 2. Integrated Gasification Combined Cycle solution has not yet reached commercial development status. It has to compete against the well-proven supercritical steam cycle technology. Specific electricity generation cost discounted for 2011 for 86

this technology is approximately 12% higher than the value for supercritical steam cycles. For this reasons IGCC projects in Poland may only be considered after 2020. 3. Starting with 2020 it will be necessary due to environmental reasons, and also economically feasible to introduce nuclear power generation. Specific electricity generation cost discounted for 2011 for nuclear power plants is quite high at ca. 340 PLN/MWh. For that reason, most probably in about 2020 will it become comparable to the average electricity sales price on the competitive market. At that point in time, however, the cost of generating power at nuclear power stations in Poland will be already lower than that of coal-fired power stations due to the anticipated CO2 emission allowances cost. 4. Specific electricity generation cost discounted for 2011 for commercial power plants with gas turbine combined cycles, assuming current natural gas cost for large-scale customers of approximately 33 PLN/GJ, would be ca. 292 PLN/MWh. It is higher than the cost of electricity generation in supercritical steam cycle power plants and also higher than the average electricity sales price on the competitive market. For that reason, investment decisions about projects involving this technology in Poland should be postponed and re-evaluated after 2015. 5. Combined heat and power technologies should be widely developed in Poland, as they offer an effective way to save primary energy and cut CO2 emissions. For large scale CHP plants (with the CHP unit’s heat output of 200–500 MW) the

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | 83–87

technologies offering the lowest electricity generation cost discounted for 2011 are supercritical steam cycle CHP units fired with hard coal (ca. 198 PLN/MWh, excluding CO2 emission allowances cost) and a GTCC CHP unit with a triple-pressure heat recovery steam generator (ca. 259 PLN/MWh excluding CO2 emission allowance cost). After introduction of CO2 emission allowance charges, electricity generation costs in both those unit types will be comparable. For medium-output CHP plants (with heating output 50–200 MW) the technology characterised by the lowest electricity generation cost discounted for the year 2011 is a GTCC unit with a dual pressure heat recovery steam generator fired with natural gas (ca. 272 PLN/MWh, excluding CO2 emission allowances cost. The existence of green certificates worth more than 270 PLN/MWh in 2011 makes a subcritical steam cycle fired with biomass a competitive option in this power range (ca. 336 PLN/MWh). After 2020 technical and market conditions could evolve enabling medium-output biomass IGCC CHP units to be feasible. 6. Wind power should play a significant role among technologies used in distributed power generation in Poland, just as it does in the world. Specific electricity generation cost discounted for 2011 for this solution is ca. 390 PLN/MWh and is the lowest among renewable technologies, which ensures their feasibility when green certificates are taken into account. Due to the absence of favourable hydropower conditions and high investment cost resulting in high specific electricity generation cost, no big development of hydroelectric plants is envisaged in Poland in the near future. 7. In the case of technologies for small scale CHP plants (distributed generation) the lowest specific electricity generation cost discounted for 2011 is that of CHP units fired with natural gas, primarily simple cycle gas turbine CHP units. Gas engine CHP units, where the specific electricity generation cost discounted for 2011 is around 360 PLN/MWh (for the capacity of ca. 250 kW and full load equivalent operating time of 6400 hours per year) may attain positive economic feasibility only if a considerable share of generated electricity is consumed by the investor, thus enabling using a much higher value of generated electricity, equivalent to avoided electricity purchase instead of electricity sales cost in feasibility studies. 8. Electricity generation cost in distributed CHP plants fired with biomass is higher than that of natural gas fired sources. In analysed small biomass CHP plant technologies the lowest electricity generation cost was attained by Organic Rankine Cycle (ORC) units and small steam cycles. CHP units with simple cycle gas turbines, gas engines or fuel cells integrated

with biomass gasification plants are currently only at the pilot research stage. Specific electricity generation cost discounted for 2011 for such units may not be lower than 500 PLN/MWh. 9. Bearing in mind the current average electricity sales price on the competitive market, which in 2010 reached 195.32 PLN/MWh, introducing distributed power generation to the market in the immediate future may only be based on incentives in the form of certificates for renewable electricity (green certificates) or certificates for electricity generated in high-efficiency cogeneration fired with gas fuel or with output below 1 MW (yellow certificates) or using subsidised loans for investment.

REFERENCES 1. Directive 2009/29/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 amending Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the greenhouse gas emission allowance trading scheme of the Community. 2. Decision No. 406/2009/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the effort of Member States to reduce their greenhouse gas emissions to meet the Community’s greenhouse gas emission reduction commitments up to 2020. 3. Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide and amending Council Directive 85/337/ EEC, European Parliament and Council Directives 2000/60/ EC, 2001/80/EC, 2004/35/EC, 2006/12/EC, 2008/1/EC and Regulation (EC) No. 1013/2006 (CCS Directive). 4. Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on promoting the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC (RES Directive). 5. International Energy Agency Statistics, 2010. 6. Informacja statystyczna o energii elektrycznej, Agencja Rynku Energii SA, nr 12, 2010. 7. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2009, Agencja Rynku Energii SA, Warsaw, 2010. 8. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Document approved by the Council of Ministers of the Republic of Poland on 10 November 2009. Ministry of Economy of the Republic of Poland, 2009. 9. Zaporowski B., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej, Polityka Energetyczna, 2008, t. 11, zeszyt 1, pp. 531–542.

Bolesław Zaporowski Poznań University of Technology e-mail: boleslaw.zaporowski@put.poznan.pl A researcher and university teacher. Formerly manager of the Power Plant and Electrical Power Management at the Institute of Electric Power Engineering, Poznań University of Technology; formerly the dean of the Faculty of Electrical Engineering, Poznań University of Technology. An author and co-author of nearly 200 research papers, including 60 foreign publications.

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 83–87

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 83–87. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Perspektywiczne technologie wytwórcze dla polskiej elektroenergetyki Autor

Bolesław Zaporowski

Słowa kluczowe

technologie wytwórcze, elektrownie systemowe, elektrociepłownie, elektrociepłownie małej mocy (źródła rozproszone), system elektroenergetyczny

Streszczenie

W pracy została przedstawiona analiza perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła dla polskiej elektroenergetyki. Analizę wykonano dla technologii stosowanych w trzech rodzajach źródeł wytwórczych: elektrowni systemowych, elektrociepłowni dużej i średniej mocy oraz elektrowni i elektrociepłowni małej mocy (źródeł rozproszonych). Poszczególne technologie zostały scharakteryzowane przez emisję jednostkową CO2 (kgCO2/kWh) oraz jednostkowe, zdyskontowane na rok 2011, koszty wytwarzania energii elektrycznej, z uwzględnieniem kosztów emisji CO2.

1. Wprowadzenie Konieczność przyjęcia przez Konferencję Klimatyczną ONZ nowego porozumienia w sprawie zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych po 2012 roku, w związku z wygaśnięciem Protokołu z Kioto, oraz wydane w 2009 roku przez Parlament Europejski i Radę dyrektywy i decyzje z tym związane [1, 2, 3, 4] stawiają przed polską energetyką poważne wyzwanie wdrożenia w pierwszej połowie naszego wieku nowych technologii energetycznych, które doprowadzą do istotnej redukcji emisji CO2. Według opracowań Międzynarodowej Agencji Energetycznej (ang. International Energy Agency, IEA), aby uniknąć katastrofy klimatycznej, to znaczy nie dopuścić do wzrostu średniej temperatury na Ziemi powyżej 20C, świat powinien do 2050 roku zredukować emisję CO2, z poziomu ok. 27 mld ton CO2 w 2005 roku, do poziomu ok. 14 mld ton CO2 w 2050 roku. Pozwoliłoby to zahamować wzrost koncentracji CO2 w atmosferze na poziomie ok. 450 ppm w 2050 roku, w porównaniu z koncentracją CO 2 w atmosferze na poziomie

Region świata lub kraj

Produkcja energii elektrycznej ogółem [TWh]

385 ppm w 2005 roku. W związku z tym są rozważane dwa scenariusze zużycia paliw kopalnych i emisji CO2: referencyjny, który doprowadziłby w 2050 roku do emisji ok. 62 mld ton CO2 i koncentracji CO2 w atmosferze na poziomie 550 ppm, co spowodowałoby katastrofalny wzrost temperatury na naszej planecie o ok. 40C, oraz scenariusz tzw. 450, zgodnie z którym, aby nie dopuścić do wzrostu temperatury na Ziemi o więcej niż 20C, powinno nastąpić zmniejszenie emisji CO2 do 2050 roku do poziomu ok. 14 mld ton CO2 rocznie i dzięki temu zahamowanie wzrostu koncentracji CO2 w atmosferze na poziomie 450 ppm. Uzyskanie tak poważnej redukcji emisji CO2 może być osiągnięte jedynie przez wdrożenie nowych technologii w czterech sektorach: wytwarzania energii elektrycznej, transportu, budownictwa oraz przemysłu. W niniejszym opracowaniu są analizowane perspektywiczne, to znaczy wysoko sprawne i niskoemisyjne oraz efektywne ekonomicznie technologie w sektorze wytwarzania energii elektrycznej w Polsce.

2. Produkcja energii elektrycznej na świecie Światowa produkcja energii elektrycznej w 2008 roku wyniosła ok. 20,3 tys. TWh. Jej podstawą były następujące naturalne źródła energii: węgiel kamienny i brunatny (40,77%), gaz ziemny (21,26%), paliwo jądrowe (13,47%), olej opałowy (5,48%) oraz energia ze źródeł odnawialnych (19,02%), w tym energia wodna (16,22%) [5]. Struktura naturalnych źródeł energii wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej w regionach świata i krajach jest zróżnicowana. Udział poszczególnych rodzajów energii pierwotnej, wykorzystywanej do produkcji energii elektrycznej w 2008 roku, na świecie oraz w krajach o największej produkcji (rocznie powyżej 1000 TWh) energii elektrycznej – USA, Chiny, kraje Unii Europejskiej, Japonia, Rosja, a także w Polsce – przedstawiono w tab. 1.

Udział naturalnych źródeł energii w produkcji energii elektrycznej [%] odnawialne źródła energii węgiel

gaz ziemny

olej opałowy

paliwa jądrowe

woda

biomasa

świat

20 269,2

40,77

21,26

5,48

13,47

16,22

1,16

1,32

0,32

USA

4 369,1

48,80

20,83

1,32

19,17

6,45

1,38

1,66

0,39

Chiny

3 456,9

78,97

1,00

0,686

1,98

16,92

0,38

0,07

Unia Europejska

3 373,0

28,06

23,30

3,0

27,76

10,62

3,82

3,27

0,45

2,07

0,25

–

0,24

0,05

1,04

4,08

Japonia

1 082,0

26,64

26,17

12,86

23,86

7,70

Rosja

1 040,4

18,91

47,55

1,55

15,68

16,02

157,4

90,03

3,21

Polska (2010)

–

1,64

Tab. 1. Udział poszczególnych rodzajów naturalnych źródeł energii wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej w 2008 roku

wiatr

słońce i energia geoteramalna

– 0,17

–

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 83–87

Na produkcję energii elektrycznej w 2008 roku w skali światowej zużyto ok. 4610 mln toe energii pierwotnej, w tym: węgla kamiennego i brunatnego ok. 2180 mln toe, gazu ziemnego ok. 1000 mln toe, oleju opałowego ok. 290 mln toe, paliwa jądrowego ok. 700 mln toe, energii wody ok. 280 mln toe, biomasy ok. 90 mln toe oraz innych rodzajów energii ze źródeł odnawialnych ok. 70 mln toe. W związku z tym światowa produkcja energii elektrycznej w 2008 roku była odpowiedzialna za emisję ok. 12 mld ton CO2, natomiast całkowita emisja CO2 na świecie w 2008 roku wyniosła ok. 29 mld ton CO 2. Wynika z tego, że produkcja energii elektrycznej w skali światowej była odpowiedzialna w 2008 roku za ok. 41% całkowitej emisji CO2. 3. Produkcja energii elektrycznej w Polsce W najbliższych latach jednym z warunków bezpieczeństwa dostawy energii elektrycznej do odbiorców w Polsce będą nowe Rok

2000

inwestycje w podsektorze wytwarzania elektroenergetyki. Wynika to z przewidywanego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową oraz analizy obecnej struktury źródeł wytwórczych w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE). Moc zainstalowana źródeł wytwórczych w KSE na dzień 31 stycznia 2010 roku wynosiła ok. 36 210 MW, a moc osiągalna ok. 36 160 MW [6]. Jednak znaczna liczba jednostek wytwórczych, zarówno w elektrowniach, jak i elektrociepłowniach, o łącznej mocy powyżej 7,3 tys. MW, pracuje w KSE już od ponad 40 lat, a czas ich pracy przekroczył 200 tys. godzin. Dlatego w najbliższych latach należy się spodziewać wycofywania znacznej ich liczby z ruchu lub odstawiania do modernizacji. W 2010 roku produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniosła 157,4 TWh, w tym w elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych: węglem kamiennym i brunatnym 90,03%, gazem ziemnym 2001

2002

2003

2004

2005

3,21%, biomasą i biogazem 4,08% (w tym we współspalaniu z węglem 3,17%), w elektrowniach wodnych przepływowych 1,64% i w elektrowniach wiatrowych 1,04% [6]. Wartości produkcji energii elektrycznej oraz jej zużycia brutto i przyrostu zużycia brutto w latach 2000–2010 przedstawiono w tab. 2 [7]. Na wielkość produkcji energii elektrycznej w tym okresie w Polsce znaczny wpływ miała nadwyżka jej eksportu nad importem. Średnioroczny przyrost zużycia energii elektrycznej brutto w Polsce w latach 2000–2010 wyniósł 1,53%. Do dalszych analiz przyjęto założenie, że średnioroczny przyrost zużycia energii elektrycznej brutto w Polsce do 2030 roku wyniesie 1,4%. Przewidywane w związku z tym zużycie energii elektrycznej brutto w latach 2015, 2020, 2025 i 2030 oraz wymagane nowe moce wytwórcze w systemie elektroenergetycznym przedstawiono w tab. 3.

2006

2007

2008

2009

2010

Produkcja energii elektrycznej [ TWh]

145,2

145,6

144,1

151,6

154,2

156,9

161,7

159,5

155,3

151,7

157,4

Zużycie energii elektrycznej brutto [TWh]

134,0

138,9

137,1

141,5

144,9

145,7

150,7

154,1

154,6

149,5

156,1

3,61

-1,32

3,22

2,40

0,61

3,40

2,26

0,35

-3,30

4,38

Przyrost zużycia brutto [%]

Tab. 2. Produkcja i zużycie energii elektrycznej brutto w Polsce w latach 2000–2010

Lata

Wielkość Przewidywane zużycie energii elektrycznej brutto [TWh]

2015

2020

2025

2030

170,0

182,3

195,4

209,5

Wymagana moc osiągalna (zainstalowana) [MW]

37 300

40 000

42 800

46 000

Przewidywana moc osiągalna w pracujących w 2010 roku jednostkach wytwórczych [MW]

31 200

27 400

23 400

16 500

6 100

12 600

19 400

29 500

Wymagane nowe inwestycje [MW] Tab. 3. Wymagane nowe moce wytwórcze w systemie elektroenergetycznym w latach 2015, 2020, 2025 i 2030

Wielkości wymaganych nowych inwestycji (oddanych do eksploatacji nowych mocy wytwórczych), po uwzględnieniu przewidywanego wycofywania z eksploatacji części pracujących w 2010 roku jednostek wytwórczych, jest zależna od rodzaju nowo budowanych jednostek wytwórczych (przewidywanego czasu wykorzystania mocy zainstalowanej poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych). Biorąc pod uwagę obecną strukturę źródeł wytwórczych w KSE oraz założenia polityki energetycznej Polski do 2030 roku [8], w niniejszej pracy założono, że rozwój źródeł wytwórczych w naszym kraju powinien odbywać się równolegle w trzech następujących grupach: • elektrowni systemowych • elektrociepłowni średniej i dużej mocy, pracujących w miejskich systemach ciepłowniczych oraz dużych zakładach przemysłowych • elektrowni i elektrociepłowni małej mocy (źródeł rozproszonych).

Analizę możliwych do zastosowania w najbliższych 20 latach technologii wytwarzania energii elektrycznej oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła przeprowadzono przy założeniu, że bezpieczeństwo dostaw energii pierwotnej do sektora wytwarzania elektroenergetyki w Polsce mogą zapewnić: • węgiel kamienny i brunatny • energia biomasy, po odpowiednim rozwoju rynku tego paliwa w Polsce • gaz ziemny, w ograniczonym zakresie • energia wiatru • energia wody, w małym zakresie • energia jądrowa, pod warunkiem zapewnienia niezakłóconych czynnikami politycznymi dostaw tego paliwa do elektrowni przez cały okres cyklu ich eksploatacji oraz rozwiązania problemu zarządzania paliwem wypalonym.

4. Perspektywiczne technologie wytwórcze dla elektrowni systemowych oraz elektrociepłowni dużej i średniej mocy Na podstawie wykonanych badań efektywności energetycznej i ekonomicznej oraz wpływu na środowisko technologii wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych i technologii skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w elektrociepłowniach dużej i średniej mocy, a także oceny bezpieczeństwa dostawy i kosztów paliw (węgiel kamienny i brunatny, paliwo jądrowe, gaz ziemny, biomasa), opracowano katalog perspektywicznych technologii wytwórczych dla polskiej elektroenergetyki na najbliższe 20 lat (tab. 4). Poszczególne technologie zostały scharakteryzowane za pomocą jednostkowych, zdyskontowanych na 2011 roku kosztów wytwarzania energii elektrycznej oraz jednostkowej emisji CO2 [9]. Uznano bowiem, że przyszłość poszczególnych technologii wytwarzania energii

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 83–87

elektrycznej oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła zależą przede wszystkim od ich zalet ekonomicznych. W jednostkowych kosztach wytwarzania energii elektrycznej w sposób bezpośredni są uwzględnione takie ważne parametry poszczególnych technologii, jak: sprawność

Lp.

(efektywność energetyczna) oraz wpływ na środowisko (koszty emisji CO2). Ważnym kryterium oceny poszczególnych technologii była również niezawodność pracy. Najwyższą niezawodność pracy przypisano technologiom będącym na etapie komercyjnego stanu rozwoju. Wszystkie analizowane

Paliwo/technologia

Stan rozwoju technologii na świecie

Emisja CO2 [kg CO2/ kWh]

technologie zostały podzielone na trzy grupy z punktu widzenia ich obecnego stanu rozwoju w skali światowej, a mianowicie: komercyjne (K), demonstracyjne (D) i pilotowe (P).

Koszty wytwarzania energii elektrycznej [zł/MWh], przy opłacie za emisję CO2 0 zł/t CO2

160 zł/t CO2

240 zł/t CO2

0,868

194

339

412

0,685

1) 231 2) 248

1) 345 2) 362

1) 403 2) 420

0,833

219

358

428

0,658

1) 258 2) 274

1) 382 2) 388

1) 448 2) 464

343

Elektrownie systemowe 1 2 3

Blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem brunatnym Blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym Blok IGCC opalany węglem brunatnym

Blok IGCC opalany węglem kamiennym

Blok jądrowy PWR

Blok gazowo-parowy opalany gazem ziemnym

0341

292

348

375

0,616

198

301

352

0,287

259

305

329

0,302

272

321

346

336

385

Elektrociepłownie dużej i średniej mocy 1 2 3 4 5

Ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym Ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym Ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym Ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany biomasą Ciepłowniczy blok gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy

Tab. 4. Charakterystyka perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach i elektrociepłowniach dużej i średniej mocy 1) elektrownia w pobliżu kopalni, 2) elektrownia w odległości ok. 300 km od kopalni

5. Perspektywiczne technologie wytwórcze dla elektrowni i elektrociepłowni małej mocy Przy opracowywaniu katalogu perspektywicznych technologii dla źródeł rozproszonych jako podstawowe kryterium ich wyboru, podobnie jak w rozdz. 4, przyjęto jednostkowe, zdyskontowane na 2011 roku koszty wytwarzania energii elektrycznej. Wybrane perspektywiczne technologie dla elektrowni i elektrociepłowni małej mocy (źródeł rozproszonych) oraz wyznaczone jednostkowe, zdyskontowane na 2011 roku, koszty wytwarzania energii elektrycznej, oparte między innymi na ich efektywności energetycznej, zestawiono w tab. 5. 6. Wnioski 1. Do 2020 roku paliwami strategicznymi dla elektrowni systemowych w Polsce mogą być przede wszystkim węgiel kamienny i brunatny. W pełni dojrzałą technologią wytwarzania energii elektrycznej z węgla, charakteryzującą się wysoką efektywnością energetyczną (wysoką sprawnością), jest obecnie jedynie technologia stosowana w elektrowniach parowych na parametry nadkrytyczne (ultranadkrytyczne). Najwyższą efektywnością ekonomiczną, to znaczy najniższymi

jednostkowymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej, zdyskontowanymi na 2011 roku, charakteryzują się parowe bloki na parametry nadkrytyczne, opalane węglem brunatnym (ok. 194 zł/MWh, bez kosztów uprawnień do emisji CO2). Natomiast jednostkowe, zdyskontowane na 2011 rok koszty wytwarzania energii elektrycznej w parowych blokach na parametry nadkrytyczne, opalanych węglem kamiennym, położonych w pobliżu kopalń węgla wynoszą ok. 231 zł/MWh, a położonych ok. 300 km od kopalń – ok. 248 zł/MWh (bez kosztów uprawnień do emisji CO2). 2. Bloki gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem węgla (ang. Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC) nie uzyskały jeszcze pełnej dojrzałości komercyjnej. Muszą konkurować ze sprawdzoną od dłuższego czasu technologią bloków parowych na parametry nadkrytyczne. Jednostkowe, zdyskontowane na 2011 rok, koszty wytwarzania energii elektrycznej w tych blokach są o ok. 12% wyższe od kosztów wytwarzania energii elektrycznej w blokach na parametry nadkrytyczne. Dlatego inwestycje związane z budową bloków IGCC mogą być rozważane w Polsce dopiero po roku 2020.

3. Od 2020 roku konieczny będzie w Polsce ze względów ekologicznych, i uzasadniony ekonomicznie udział energetyki jądrowej w produkcji energii elektrycznej. Jednostkowe, zdyskontowane na 2011 rok koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych są dość wysokie i wynoszą ok. 340 zł/MWh. Dlatego prawdopodobnie dopiero ok. 2020 roku będą one porównywalne ze średnią ceną sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych w Polsce będą wtedy jednak już niższe od kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach opalanych węglem, łącznie z przewidywanymi kosztami uprawnień do emisji CO2. 4. Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej, zdyskontowane na 2011 rok, w systemowych elektrowniach gazowo-parowych opalanych gazem ziemnym, przy obecnej cenie gazu ziemnego dla wielkich odbiorców, wynoszącej ok. 33 zł/GJ, wyniosłyby ok. 292 zł/MWh. Są one wyższe od kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach parowych na parametry nadkrytyczne i wyższe od średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 83–87

Lp.

Paliwo/technologia

Stan rozwoju technologii na świecie

Zdyskontowane koszty wytwarzania energii elektrycznej [zł/MWh]

Elektrownie wiatrowe i wodne małej mocy 1

Elektrownia wiatrowa (2,0 MW)

390

Elektrownia wodna małej mocy (150 kW)

510

Elektrociepłownie małej mocy 1 2

Ciepłowniczy blok gazowy z turbiną gazową pracującą w obiegu prostym (0,5–7,0 MW) opalany gazem ziemnym Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym (0,2–3,0 MW) opalany gazem ziemnym

K K

Ciepłowniczy blok ORC małej mocy (0,5–2,0 MW) opalany biomasą

Ciepłowniczy blok parowy małej mocy (1,0–3,0 MW) opalany biomasą

5 6 7 8 9

Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany z biologicznym generatorem biometanu (odpady) (0,1–2,0 MW) Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany z biologicznym generatorem biometanu (biomasa) (0,1–2,0 MW) Ciepłowniczy blok z turbiną gazową zintegrowany ze zgazowaniem biomasy (0,5–5,0 MW) Ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany ze zgazowaniem biomasy małej mocy (0,1–2,0 MW) Ciepłowniczy blok z ogniwem paliwowym zintegrowany ze zgazowaniem biomasy

D D P P P

1) 276 2) 308 1) 361 2) 422 1) 384 2) 548 1) 392 2) 554 1) 284 2) 446 1) 434 2) 596 1) 469 2) 663 1) 502 2) 702 1) 579 2) 799

Tab. 5. Charakterystyka perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach i elektrociepłowniach małej mocy (w źródłach rozproszonych) 1) czas wykorzystania mocy zainstalowanej T = 6400 godz./rok 2) czas wykorzystania mocy zainstalowanej T = 4400 godz./rok

konkurencyjnym. Dlatego decyzje o przedsięwzięciach inwestycyjnych związanych z budową tego typu elektrowni systemowych w Polsce należy odłożyć i poddać ponownej analizie po roku 2015. 5. W Polsce w szerokim zakresie powinny być rozwijane technologie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, gdyż jest to skuteczny sposób na uzyskanie oszczędności energii pierwotnej i obniżanie emisji CO2. Dla elektrociepłowni dużej mocy (o mocy cieplnej w skojarzeniu 200–500 MW) jednostkami kogeneracyjnymi, charakteryzującymi się najniższymi, zdyskontowanymi na 2011 rok kosztami wytwarzania energii elektrycznej, są: ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym (ok. 198 zł/MWh, bez kosztów pozwoleń na emisję CO2) oraz ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym, opalany gazem ziemnym (ok. 259 zł/MWh, bez kosztów pozwoleń na emisję CO2). Po wprowadzeniu opłaty za pozwolenia na emisję CO2 koszty wytwarzania energii elektrycznej w obu tych typach bloków ciepłowniczych będą porównywalne. Dla elektrociepłowni średniej mocy (o mocy cieplnej w skojarzeniu 50–200 MW) jednostką kogeneracyjną, charakteryzującą się najniższymi, zdyskontowanymi na 2011 rok kosztami wytwarzania energii elektrycznej, jest ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 2-ciśnieniowym kotłem

odzysknicowym, opalany gazem ziemnym (ok. 272 zł/MWh, bez kosztów pozwoleń na emisję CO2). Przy istnieniu zielonych certyfikatów, o wartości powyżej 270 zł/MWh w 2011 roku, konkurencyjną jednostką kogeneracyjną w tym zakresie mocy jest blok parowy na parametry podkrytyczne, opalany biomasą (ok. 336 zł/MWh). Po 2020 roku mogą powstać warunki technologiczne i ekonomiczne uzasadniające budowę jednostek kogeneracyjnych średniej mocy w postaci ciepłowniczych bloków gazowo-parowych, zintegrowanych ze zgazowaniem biomasy. 6. Wśród technologii stosowanych w elektrowniach małej mocy, wykorzystujących odnawialne źródła energii, istotną rolę w produkcji energii elektrycznej w Polsce, podobnie jak na świecie, powinny odegrać w najbliższym czasie elektrownie wiatrowe. Jednostkowe, zdyskontowane na rok 2011 koszty wytwarzania energii elektrycznej w tych źródłach wytwórczych wynoszą ok. 390 zł/MWh i są najniższe wśród technologii wytwórczych wykorzystujących odnawialne źródła energii, co przy istnieniu zielonych certyfikatów zapewnia im opłacalność. Ze względu na brak korzystnych warunków hydroenergetycznych i wysokie nakłady inwestycyjne, pociągające za sobą wysokie jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej, w Polsce nie przewiduje się w najbliższym okresie szerokiego programu budowy elektrowni wodnych małej mocy.

7. Wśród technologii możliwych do zastosowania w elektrociepłowniach małej mocy (źródłach rozproszonych) najniższymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej, zdyskontowanymi na 2011 rok, charakteryzują się skojarzone źródła rozproszone, opalane gazem ziemnym, to znaczy przede wszystkim ciepłownicze bloki gazowe z turbinami gazowymi pracującymi w obiegu prostym. Natomiast ciepłownicze bloki gazowe z silnikami gazowymi, w których jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej, zdyskontowane na 2011 rok, dla elektrycznej mocy zainstalowanej ok. 250 kW i czasu wykorzystania elektrycznej i cieplnej mocy zainstalowanej T = 6400 godz./rok, wynoszą ok. 360 zł/MWh, mogą uzyskać dodatnią efektywność ekonomiczną tylko w przypadku, gdy znaczna część wytwarzanej przez nie energii elektrycznej będzie zużywana przez inwestora i w związku z tym będzie możliwe przyjęcie, w analizach ekonomicznych, znacznie wyższego równoważnika finansowego unikniętego kosztu zakupu zużywanej przez inwestora energii elektrycznej, w miejsce jej ceny sprzedaży. 8. Koszty wytwarzania energii elektrycznej w skojarzonych źródłach rozproszonych, opalanych biomasą, są wyższe niż w opalanych gazem ziemnym. W analizowanych technologiach elektrociepłowni małej mocy, opalanych biomasą, najniższe jednostkowe koszty wytwarzania energii

B. Zaporowski | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 83–87

elektrycznej są w ciepłowniczych blokach ORC ( ang. Organic Rankine Cycle) oraz ciepłowniczych blokach parowych małej mocy. W dalszej kolejności znajdują się bloki ciepłownicze zintegrowane z biologicznymi generatorami biogazu. Natomiast ciepłownicze bloki: z turbinami gazowymi, pracującymi w obiegu prostym, z silnikami gazowymi oraz z ogniwami paliwowymi, zintegrowane ze zgazowaniem biomasy są obecnie dopiero na etapie badań pilotowych. Jednostkowe, zdyskontowane na 2011 rok, koszty wytwarzania energii elektrycznej w tych jednostkach prawdopodobnie nie będą niższe niż 500 zł/MWh. 9. Obecnie, przy średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, która w 2010 roku wyniosła 195,32 zł/MWh, wprowadzanie na rynek energii elektrycznej ze źródeł rozproszonych może odbywać się w najbliższej przyszłości wyłącznie za pomocą środków wspierania, w postaci świadectw pochodzenia energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (zielone certyfikaty) oraz energii elektrycznej z wysokosprawnej Bolesław Zaporowski

kogeneracji gazowej lub ze źródeł o mocy zainstalowanej poniżej 1 MW (żółte certyfikaty), a także za pomocą preferencyjnych kredytów inwestycyjnych. Bibliografia 1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/ WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. 2. Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych. 3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywę Rady 85/337/EWG, Euratom,

dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 (dyrektywa CCS). 4. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/ WE (tzw. dyrektywa OZE). 5. International Energy Agency Statistics, 2010. 6. Informacja statystyczna o energii elektrycznej, Agencja Rynku Energii SA, nr 12, 2010. 7. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2009, Agencja Rynku Energii SA, Warszawa, 2010. 8. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 10.11.2009, Ministerstwo Gospodarki, 2009. 9. Zaporowski B., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej, Polityka Energetyczna, 2008, t. 11, zeszyt 1, s. 531–542.

dr hab. inż. Politechnika Poznańska e-mail: boleslaw.zaporowski@put.poznan.pl Badacz i nauczyciel akademicki. Był kierownikiem Zakładu Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej, a także dziekanem Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej. Opublikował, jako autor lub współautor, blisko 200 prac naukowych, w tym ponad 60 za granicą.

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 93–97

Circular flow development processes in transmission power networks

Author Stanisław Ziemianek

Keywords circular flows, phase-shifting transformers, power flow tracing , transmission network, power systems

Abstract This paper describes the mechanism of sequential formation of circular flows in transmission power networks. These flows are detected by a method of automatic identification of circular flows in a meshed transmission network – based on application of the power flows tracing theory. Matrices built in power flows tracing are reviewed, which in each node tie up the power flow with the power generated (or received). This method is very effective. It was used to analyze the seemingly abrupt appearance of circular flows in a meshed transmission network. Some regularities are observed in the appearances of these flows in transmission networks. These are discussed in the example of the known IEEE 118 system.

1. Introduction In a meshed transmission network circular flows of active and/ or reactive power may appear. An active power circular flow can develop as a result of the impact of phase-shifting transformer units (PST) with phase angle (and FACTS technology elements that are their functional extension). Phase-shifting set contribute to the proper distribution of active power between various network branches. Where coordination of such phase shifters’ ratios is missing (or the interests of individual sub-system/network area operators are divergent) in network meshes, active power circulation may occur that occupies the network cross sections and reduces ratios such as ATC, TTC, etc., i.e. decreases the transmission network capability and increases the network losses. Circular flows can be identified using the inspection technique, and then the phase angle of PST can be appropriately adjusted, the network configuration changed, the generation profiles corrected, etc. This issue has been thoroughly studied (comprehensive review of these studies, e.g. in [1, 4, 5]. The methods and solutions developed in this way have their own advantages and disadvantages and origin, for example derived from graph theory or linear algebra. It is widely believed that this is a difficult task. A very effective method for circular flow identification has been developed [2, 5, 6, 7, 8] using active power flow tracing

procedures (subject to the proportionality principle). The method is based on the fact that, as a result of superimposition of the share rates of powers generated in each node (or received by it), at a circular flow occurrence a portion of such power reappears in the node flow. Where measurements (WAMS, state vector estimation) are available, corresponding distribution matrices are developed and the power flow tracing procedures are followed [8]. An outline of such a methodology is presented below.

2. Outline of the method The following procedure leads to the identification of active power circular flows: |⇒ |⇐ Create a matrix of the A P or A P type (as per [8]). Let’s assume |⇐ that matrix A P has been chosen. It appears as the following relation:

where: – vector of power generated in nodes – vector of central active power flows in each node, for example, half of the total of node power modules (branch powers, local generation, local power consumption). 93

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 93–97

Using the sparse matrix technique obtain the inversion of |⇐ matrix A P (its diagonal will suffice too) – the following will be obtained:

Review the diagonal of matrix and if element aii on its main diagonal is more than 1: aii >1, i C, then through node i flows a circular flow, where C – set of nodes from aii >1, i.e. set of the vertices on which edges of the graph containing the cycles are spread. Find out which of the branches between the nodes carry the circular flow; this is not difficult. If there was a multi-circuit branch in the network, each of them should be initially treated as a single substitute, and then these cases should be viewed as typical. If there are multiple circular flows in the network, then following the level of each aii, the network area may be initially narrowed to these segments, and the segments may be grouped according to the levels of aii. Find out in each segment which of the branches between the segment’s nodes carry the circular flow; this is not difficult. Also the matrix of node powers distribution in relation to branches may be used, that is, equations of the following type:

Circular flow development is of particular importance in cross-border flows. It also may be considered from the point of view of penetration of generation and demand profiles in the course of processes occurring on the electricity market. Of distinctive relevance are pseudo-circular flows, when network equivalents are applied for network segments. It is a very complex subject, but the main objective of this paper is to present processes of circular flow formation while the phase angle of a selected phase shifter is forced, and seemingly abrupt expansion of the power system’s circular flow carrying area. This will be shown in the next chapter, using an example of IEEE 118 test system ([3]).

3. Circular flow development processes on the example of IEEE 118 system IEEE 118 test network diagram [3] and the location of phase-shifting transformer PST T51_(B38 – B37) is shown in fig. 1. At the neutral setting there are no circular flows in the network.

where: – vector of branch powers If power Pi j in branch i-j flows from node i to node j, and the source (real or potential) in node j has its share in it, there is a circular flow carried by this branch. Values of each aii will depend on the circular flow power and on the branch powers’ ratios to the nodal flows in branches and nodes that carry circular flow. The greater the circular flow power and the ratios of branch powers to nodal flows in the circular flow carrying branches and nodes, the greater will be aii too. Related to this is, that aii will be greater, if the circular flows carrying network meshes are tighter. In real cases, the surplus of aii over 1 is in the order of a few or |⇐ a dozen hundredths. Matrix A P is typically (in real network conditions) very well conditioned. In a case of superimposition of several phase shifters, elements aii on the main diagonal of matrix have distinctive levels associated with the individual network areas under the impact of the local phase shifter. From a general point of view, for each of the observed individual circular flows typical aii may differ. Characteristic summing up is seen ([5]) of the excess shares in the nodes, in which individual circular flows overlap. It can be noted ([5]) that only the rows and columns of matrix , corresponding to the nodes that carry circular flow – elements aij outside the main diagonal can be in excess of 1 (because real network branches do not generate active power – typically aij<1). 94

Fig. 1. IEEE 118 test network diagram and location of PST T51_(B38 – B37) phase-shifting transformer

Active power variability in branches within an area in which circular flows can develop is presented in fig. 2; these are changes in a function of PST T51_(B38-B37) phase angle.

Fig. 2. Active power variability (sketch) in branches within an area, where circular flows can develop – as a function of PST T51_(B38-B37) phase angle

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 93–97

Characteristic is an almost linear response of the branch active powers to changes in PST phase angle in the range of 0 to 30 degrees. While PST phase angle changes from 0 to 10 degrees, the directions of branch power flows in the four lines selected in fig. 3, i.e. L45_(B19-B34), L54_(B38-B30), L48_(B33-B37), L18_(B13-B15) are (one after another) reversing (a branch power change can be inclined at the rate of a few MW per one degree of PST phase angle (in the example a maximum of 10 MW per degree was noted).

Fig. 5. Cyclic graph location in circular flow development process – in this case of several meshes of power P circulation (branches marked in red, PST branch bold)

At a further increase of PST phase angle by a subsequent 5 degrees – power P in line L37_(B30-B8) is passing zero and reversing, as in fig. 6 (this line’s sensitivity to PST ratio change is low – only ca. 1 MW per degree).

Fig. 3. Branch power flow directions reversing at a change in PST phase angle from 0 to 10 degrees in four selected lines L45_(B19-B34), L54_(B38-B30), L48_(B33-B37), L18_(B13-B15)

At a further increase of PST phase angle – to ca. 28 degrees, power P in PST is passing zero and reversing (this power’s sensitivity is ca. 3.5 MW per degree), while power P in critical line L50_(B34-B37), connected with the upper PST node (this power’s sensitivity is much higher – ca. 10 MW per degree), as in fig. 4. Fig. 6. Location of another branch of line L37_(B30-B8), in which power P is reversing at increase in PST phase angle by a subsequent 5 degrees

Reversal of power flow in this branch is sufficient to significantly expand the area covered by the cyclical graphs – in this case the subsequent few meshes of power P circulation, as in fig. 7.

Fig. 4. Reversing branch power flow directions at PST phase angle of ca. 28 degrees in transformer T51_(B38-B37) and selected critical line L50_(B34-B37)

In the circular flow development process these two branches are sufficient to form a cyclic graph – in this case of several meshes of power P circulation, as in fig. 5 (branches marked in red, PST branch bold).

Fig. 7. Cyclical graph expansion to another area (other branches) in circulation flow development process (PST phase angle ca. 33 degrees) 95

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 93–97

Circular flows at PST phase angle ca. 33 degrees already cover a significant portion of the network – 24 branches. Branch powers in monitored branches at zero (neutral) PST setting were in the order of 300 MW. At the extreme PST setting they are in the range of 0 to 350 MW. PST power changed only by ca. 120 MW. Fig. 8 presents (enlarged relative to fig. 2) powers in the said 24 circular flow carrying branches. Branches are marked in which branch power flows are reversed. The role of the two breakthrough points may be highlighted, when the branch powers of T51_(B38-B37) transformer and L50_(B34-B37) line are reversing, and when the branch power in L37_(B30-B8) line is reversing.

transformers in the IEEE 118 test network are phase shifters – superimposition of circular flow carrying areas can be accomplished, until almost all the entire network is covered by them (this is, of course, a purely theoretical case). Circular flow detection proceeds in the same way as for the variant with single PST. If, however, the issue is considered on the broader plane of real power system network, then a sufficiently strong PST located near the system’s borders can induce a significant transit, which may even include all interconnection branches (the author has studied this issue using a sensitivity analysis-based approach). This does not necessarily cause circular flows (these may be normal parallel flows). If, however, to consider that from the point of view of an observer, who records only the power flows in inter-system terms (and the interiors of individual systems are artificial equivalents) – these powers form a cycle, then the negatives of such pseudo circular flows will be similar (limited interconnection transmission capability). On this basis the circular flow concept can be extended to pseudo-circulation (in the image of interbank cash flows undertaken in bad faith). The presented method (with some extensions) is suitable for diagnosis of such cases as well.

5. Summary

Fig. 8. Powers in circular flow carrying branches (branches are marked, in which powers are reversing)

Adding of more and more new branches to the circular flow area is characteristic. In a natural way, branches less and less sensitive to changes in PST phase angle are often situated on the edge of the area. In the process of circular flow area extension, power losses across the network grew by 30% at 28 degrees PST setting, and at 34 degrees setting they increased by 39% (compared to the baseline at zero PST phase angle). So increased power losses can be treated as the price at which the more desirable proportions of branch powers are obtained (or elimination of transmission capability excesses in critical branches and/or network cross sections). However, yet another, and even greater, threat is throttling of this transmission capability by circular power (flow) occupying these critical branches’ cross sections. Monitoring and eliminating such cases is an important task for power system operators and automatic controls. Due to lack of responsibility of generation source and complex load operators in evoking circular flows – the task of circular flow elimination is assigned to the transmission network operator.

4. Generalisations and extensions Due to the limited formula of topic presentation, no cases are shown here of further expansion of the circular flow carrying area in the above example. Assuming that subsequent 96

Benefitting from the natural properties of the power flow tracing method – subject to the principle of proportionality – the circular flows that can possibly develop in network meshes may be identified in an automated and convenient way. Matrices are used that have been built in tracing power flows are reviewed, which in each node tie up the power flow with the power generated (or received). These matrices are sparse and almost triangular – they have a structure based on a subset of the nodal admittance matrix elements. Convenient inversion of these matrices typically produces also sparse and almost triangular inverse matrices. This process is not very time-consuming, and all that is required is to obtain the diagonal of one of those matrices and to review it. This paper (in the example of the IEEE 118 test system) presents the subsequent stages of circular flow development at a change of the phase angle of one of the transformers. You can see the seemingly abrupt expansion of the system’s circular flow carrying area can be observed. Branch power flow reversal in another critical branch results in extension of the circular flow carrying area, often involving a group of several branches. In each of these branches the circular power decreases the available transmission capacity. Power circulation can be eliminated, following decisions developed on the basis of economic premises (available transmission capacity, respecting or reducing costs that increase network losses, levels of marginal electricity prices). On these grounds it may be decided whether to: eliminate, already eliminate or not eliminate? The paper also presents typical levels of branch powers’ sensitivity to changes in the PST phase angle. Graphs of the branch powers’ responses to the transformer phase angle changes are presented. Almost linear dependence of these powers on the ratio is characteristic (the baseline status of IEEE 118 test system steady state was not very overstrained).

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | 93–97

REFERENCES 1. Achayuthakan C., Dent C. J., Bialek J. W., Ongsakul W., Electricity Tracing in Systems With and Without Circulating Flows: Physical Insights and Mathematical Proofs, IEEE Trans. Power Systems, May 2010, Vol. 25, Issue 2, pp. 1078–1087. 2. Białek J.W., Tracing the flow of electricity, IEEE Proc. Gen. Transm. Distrib., July 1996, Vol. 143, pp. 313–320. 3. IEEE 118 test system, www.ee.washington.edu University. 4. Wei P., Ni Y., Wu F.F., Load flow tracing in power systems with circulating power, Electrical Power and Energy Systems, Elsevier, 2002, no 24, pp. 807–813. 5. Ziemianek S., Bialek J.W., Identification of Circular Flows in Transmission Networks using the Electricity Tracing Methodology, Power System Computation Conference – PSCC 2008, Glasgow UK.

6. Ziemianek S., Wybrane zastosowania metody śledzenia przepływów mocy czynnej i biernej w analizach stanów pracy ustalonej systemu elektroenergetycznego [Selected applications of the active and reactive power flows tracing in analysis of power system’s steady operating state], Vol. 1, APE Conference 2007, Jurata, pp. 22–31. 7. Ziemianek S., Przepływy cyrkulujące mocy czynnej i biernej w nowoczesnej, oczkowej sieci przesyłowej – identyfikacja, wpływ, granice tolerancji [Circulating active and reactive power flows in a modern meshed transmission network – identification, impact, tolerance limits], Study in Acts Stat., IE PW, Warsaw 2009. 8. Ziemianek S., Metody śledzenia przepływów w sieciach elektroenergetycznych w zastosowaniu do analiz techniczno-ekonomicznych [Methods of flow tracing in power networks as applied to technical and economic analyses], OWPW, 2008.

Stanisław Ziemianek Warsaw University of Technology e-mail: stanislaw.ziemianek@ien.pw.edu.pl A life-time employee of the Institute of Electrical Power Engineering, Warsaw University of Technology. His scientific interests include the creation of mathematical models and determination and analysis of operating states in electrical power systems and grids, optimisation of power distribution and determination of electrical power price components, as well as the modelling of and tracking methods for power distribution in the electrical power system.

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 93–97

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 93–97. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Procesy kształtowania się przepływów cyrkulacyjnych w sieciach przesyłowych systemu elektroenergetycznego Autor

Stanisław Ziemianek

Słowa kluczowe

przepływy kołowe, przesuwniki fazowe, estymacja stanu, sieć przesyłowa, system elektroenergetyczny

Streszczenie

W artykule opisano mechanizm sekwencyjnego kształtowania się przepływów cyrkulacyjnych w sieciach przesyłowych systemu elektroenergetycznego. Do detekcji tych przepływów wykorzystuje się metodę automatycznej identyfikacji circular flows w oczkowej sieci przesyłowej – metodę opartą na wykorzystaniu teorii śledzenia przepływów mocy. Przegląda się budowane w trakcie śledzenia przepływów mocy macierze wiążące przepływy mocy czynnej przez poszczególne węzły z mocami generowanymi (lub mocami odbieranymi) w poszczególnych węzłach. Metoda jest bardzo efektywna. Zastosowano ją do analiz pozornie skokowego pojawiania się circular flows w oczkowej sieci przesyłowej. Obserwuje się pewne prawidłowości w pojawianiu się tych przepływów w sieciach przesyłowych. Omówiono je na przykładzie znanego systemu IEEE 118.

1. Wstęp W oczkowej sieci przesyłowej mogą się pojawiać przepływy cyrkulacyjne mocy czynnej i/lub biernej (ang. circular flows). Przepływy cyrkulacyjne mocy czynnej mogą powstawać w wyniku oddziaływania zespołów transformatorowych z przekładnią poprzeczną (oraz elementów technologii FACTS będących ich funkcjonalnym rozszerzeniem). Odpowiednio dobrane przekładnie poprzeczne służą właściwemu kształtowaniu proporcji mocy czynnej płynącej poszczególnymi gałęziami sieciowymi. Gdy zabraknie koordynacji przekładni takich przesuwników fazowych (lub interesy operatorów poszczególnych podsystemów / obszarów sieciowych są rozbieżne) może pojawiać się w oczkach sieciowych cyrkulująca moc czynna zajmująca przekroje sieciowe i zmniejszająca współczynniki typu ATC, TTC itp., tj. obniżająca przepustowość sieci przesyłowej oraz zwiększająca straty sieciowe. Przepływy cyrkulacyjne można identyfikować techniką by inspection, a następnie odpowiednio korygować przekładnie poprzeczne przesuwników fazowych, dokonywać zmian w konfiguracji sieci, korygować profile generacji itp. Wykonano na ten temat sporo prac (obszerny przegląd np. w [1], [4], [5]). Opracowane metody i rozwiązania mają swoje pozytywne i negatywne strony oraz rodowód wywodzący się np. z teorii grafów lub algebry liniowej. Uważa się powszechnie, że jest to zadanie trudne. Jedną z bardzo efektywnych metod do identyfikacji przepływów cyrkulacyjnych opracowano ([2], [5], [6], [7], [8]), wykorzystując procedury śledzenia przepływów mocy czynnych (z zastosowaniem zasady proporcjonalności). Metoda opiera się na tym, że w wyniku nakładania się współczynników udziału mocy generowanych w poszczególnych węzłach (lub mocy odbieranych), w przypadku zaistnienia circular flow, następuje powtórne pojawienie się

części takiej mocy w przepływie węzła. Dysponując pomiarami (WAMS, estymacja wektora stanu), tworzy się odpowiednie macierze dystrybucji i postępuje wg procedur śledzenia przepływów mocy [8]. Szkic postępowania przedstawiono poniżej. 2. Szkic metody Sposób postępowania prowadzący do identyfikacji przepływów cyrkulacyjnych mocy czynnych przebiega następująco: |⇐ Należy utworzyć macierz typu A P lub |⇒ że została A P (wg [8]). Przyjmijmy, |⇐ wybrana macierz A P . Występuje ona w relacji

gdzie: – wektor mocy węzłowych generowanych – wektor przepływów centralnych mocy czynnej każdego węzła, np. połowa sumy modułów mocy węzłowych (moce gałęziowe, generacja lokalna, lokalny pobór mocy). Należy, korzystając z technik macierzy rzad|⇐ kich, uzyskać odwrotność macierzy A P (a właściwie wystarczy uzyskać tylko diagonalę tej macierzy) – otrzymuje się

Należy przejrzeć diagonalę macierzy i jeśli element aii na głównej przekątnej tej macierzy jest większy od 1: aii >1, i C , to przez węzeł i płynie circular flow gdzie: C – zbiór węzłów z aii >1, czyli zbiór wierzchołków, na który są rozparte krawędzie grafu zawierającego cykle. Należy, co nie jest kłopotliwe, upewnić się, które z gałęzi pomiędzy tymi węzłami wiodą przepływ cyrkulacyjny. Gdyby w sieci wystąpiła gałąź wielotorowa, to należy

każdą z nich potraktować wstępnie jako jedną zastępczą, a następnie przejrzeć te przypadki w zwykły sposób. Jeśli w sieci wystąpiło kilka circular flows, to kierując się poziomem każdego z aii, można wstępnie zawęzić obszar sieci do tych fragmentów i pogrupować fragmenty wg poziomów aii. W każdym z tych fragmentów należy, co nie jest kłopotliwe, upewnić się, które z gałęzi pomiędzy węzłami fragmentu wiodą przepływ cyrkulacyjny. Można też skorzystać z macierzy dystrybucji mocy źródeł w stosunku do gałęzi, czyli równania typu

gdzie: – wektor mocy gałęziowych. Jeśli moc Pi j w gałęzi i-j płynie od węzła i do węzła j, a źródło (rzeczywiste lub potencjalnie możliwe) w węźle j ma swój udział w tej mocy, to mamy do czynienia z circular flow obejmującym tę gałąź. Wielkość każdego z aii będzie zależała od mocy circular flow i od stosunków mocy gałęziowych do przepływów węzłowych w gałęziach i węzłach objętych circular flow. Im moc circular flow będzie większa i im stosunki mocy gałęziowych do przepływów węzłowych w gałęziach i węzłach objętych circular flow będą większe, tym aii będą większe. Wiąże się z tym to, że aii będą większe, jeśli oczka sieciowe objęte circular flows będą ciaśniejsze. W rzeczywistych przypadkach nadwyżka aii ponad 1 bywa rzędu kilku, kilkunastu |⇐ setnych. Uwarunkowanie macierzy A P jest zazwyczaj (w przypadkach rzeczywistych sieci) bardzo dobre. W przypadku nakładania się oddziaływania kilku przesuwników fazowych elementy aii na głównej przekątnej macierzy mają charakterystyczne poziomy, związane z poszczególnymi obszarami sieci objętymi

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 93–97

oddziaływaniem lokalnego przesuwnika fazowego. Z ogólnego punktu widzenia, dla każdego z zaobserwowanych pojedynczych circular flow typowe aii może być inne. Widać ([5]) charakterystyczne sumowanie się udziałów nadwyżkowych w węzłach, w których stykają się pojedyncze circular flow. Można zauważyć ([5]), że tylko w wierszach i kolumnach macierzy , odpowiadających węzłom, przez które wiedzie circular flow – elementy aij poza główną przekątną mogą być większe od 1 (ponieważ gałęzie rzeczywistych sieci nie generują mocy czynnej – typowo aij ≤ 1). Kształtowanie się przepływów cyrkulacyjnych ma szczególne znaczenie w przepływach transgranicznych. Może być rozpatrywane także z punktu widzenia przenikania się profili generacji i profili zapotrzebowania, w trakcie procesów zachodzących na rynku energii elektrycznej. Osobne znaczenie mają pseudoprzepływy cyrkulacyjne, kiedy dla fragmentów sieci są stosowane ekwiwalenty sieciowe. Jest to bardzo złożona tematyka, lecz głównym celem niniejszego artykułu jest przedstawienie procesów kształtowania się przepływów cyrkulacyjnych podczas forsowania przekładni poprzecznej wybranego przesuwnika fazowego i pozornie skokowe powiększanie się obszaru systemu obejmowanego circular flows. Zostanie to przedstawione w kolejnym rozdziale, z wykorzystaniem przykładu systemu testowego IEEE 118 ([3]). 3. Procesy kształtowania się przepływów cyrkulacyjnych na przykładzie systemu IEEE 118 Schemat sieci testowej IEEE 118 [3] i miejsce usytuowania transformatora PST T51_(B38-B37) z przekładnią poprzeczną przedstawiono na rys. 1. Przy ustawieniu neutralnym w sieci nie ma przepływów cyrkulacyjnych.

Rys. 1. Schemat sieci testowej IEEE 118 i miejsce usytuowania transformatora PST T51_(B38-B37) z przekładnią poprzeczną

Charakterystyczna jest prawie liniowa zależność mocy czynnych gałęziowych przy zmianach przekładni poprzecznej transformatora PST w zakresie od 0 do 30 stopni. Zmieniając przekładnię poprzeczną PST od 0 do 10 stopni obserwujemy, że zwroty mocy gałęziowych w zaznaczonych na rys. 3 czterech liniach: L45_(B19-B34), L54_(B38-B30), L48_(B33-B37), L18_(B13-B15) stają się (jedne po drugich) przeciwne (zmiana mocy gałęziowej może mieć nachylenie kilku MW na stopień przekładni PST – w przykładzie zaobserwowano maksymalnie 10 MW na stopień, w sensie miary łukowej).

Kiedy zwiększymy przekładnię poprzeczną PST o kolejnych 5 stopni – przechodzi przez zero i ulega odwróceniu moc P w linii L37_(B30-B8), jak na rys. 6 (wrażliwość mocy tej linii na zmianę przekładni PST jest niska – tylko ok. 1 MW na stopień).

Rys. 3. Zmieniające się na przeciwne zwroty mocy gałęziowych przy zmianach przekładni poprzecznej PST od 0 do 10 stopni w czterech zaznaczonych liniach L45_(B19-B34), L54_(B38-B30), L48_(B33-B37), L18_(B13-B15)

Kiedy dalej zwiększamy przekładnię poprzeczną PST – przy ok. 28 stopniach przechodzi przez zero i ulega odwróceniu moc P w PST (wrażliwość tej mocy wynosi ok. 3,5 MW na stopień), a równocześnie moc P w newralgicznej linii L50_(B34-B37), połączonej z górnym węzłem PST (wrażliwość tej mocy jest dużo większa – ok. 10 MW na stopień), jak na rys. 4.

Rys. 4. Zmieniające się na przeciwne zwroty mocy gałęziowych przy przekładni poprzecznej PST osiągającej ok. 28 stopni w transformatorze T51_(B38-B37) oraz zaznaczonej newralgicznej linii L50_(B34-B37)

W procesie kształtowania się przepływu cyrkulacyjnego te dwie gałęzie wystarczają, aby utworzony został graf cykliczny – w tym przypadku kilka oczek cyrkulacji mocy P, jak na rys. 5 (gałęzie oznaczone czerwonym kolorem, gałąź z PST pogrubiona).

Rys. 2. Zmienność (szkic) mocy czynnych gałęzi usytuowanych w obszarze, w którym mogą się kształtować przepływy cyrkulacyjne – w funkcji przekładni poprzecznej transformatora PST T51_(B38-B37)

Rys. 5. Usytuowanie grafu cyklicznego w procesie kształtowania się przepływu cyrkulacyjnego – w tym przypadku kilka oczek cyrkulacji mocy P (gałęzie oznaczone czerwonym kolorem, gałąź z PST pogrubiona)

Rys. 6. Usytuowanie kolejnej gałęzi linii L37_(B30-B8), w której przy zwiększaniu przekładni poprzecznej PST o kolejnych 5 stopni – ulega odwróceniu zwrot mocy P

Zmiana zwrotu mocy w tej gałęzi wystarcza, aby w istotny sposób poszerzony został obszar objęty grafami cyklicznymi – w tym przypadku kolejnych kilka oczek cyrkulacji mocy P, jak na rys. 7.

Rys. 7. Rozszerzenie zasięgu grafu cyklicznego na kolejny obszar (kolejne gałęzie) w procesie kształtowania się przepływu cyrkulacyjnego (przekładnia poprzeczna PST osiągnęła ok. 33 st.)

Przepływy cyrkulacyjne przy przekładni poprzecznej PST równej ok. 33 st. obejmują już znaczną część sieci – 24 gałęzie. Poziomy mocy gałęziowych monitorowanych gałęzi przy zerowym (neutralnym) nastawieniu PST były rzędu 300 MW. Przy skrajnym nastawieniu PST mieszczą się w przedziale od 0 do 350 MW. Moc PST zmieniła się tylko o ok. 120 MW. Na rys. 8 przedstawiono (w powiększeniu w stosunku do rys. 2) wykresy mocy wspomnianych 24 gałęzi objętych przepływami cyrkulacyjnymi. Naniesiono oznaczenia

S. Ziemianek | Acta Energetica 2/11 (2012) | translation 93–97

gałęzi, w których następują zmiany zwrotu mocy gałęziowej. Można podkreślić rolę dwóch punktów przełomowych, kiedy moce gałęziowe transformatora T51_(B38-B37) oraz linii L50_(B34-B37) zmieniają zwrot oraz kiedy zmienia zwrot moc gałęziowa linii L37_(B30-B8).

Rys. 8. Wykresy mocy gałęzi objętych przepływami cyrkulacyjnymi (z naniesionymi oznaczeniami gałęzi, w których następują zmiany zwrotu mocy gałęziowej)

Charakter ystyczne jest dodawanie do obszaru objętego przepływami cyrkulacyjnymi coraz to nowych gałęzi. W naturalny sposób takie gałęzie z coraz mniejszą wrażliwością na zmiany przekładni PST sytuują się często na skraju takiego obszaru. W procesie rozszerzania zakresu obszaru objętego przepływami cyrkulacyjnymi straty mocy w całej sieci wzrosły o 30% przy osiągnięciu nastawienia PST 28 st., a przy nastawieniu 34 st. wzrosły o 39% (w stosunku do stanu bazowego z zerową przekładnią PST). Takie zwiększone straty mocy można traktować jako cenę, za którą otrzymuje się bardziej pożądane proporcje mocy gałęziowych (lub likwidację przekroczeń przepustowości newralgicznych gałęzi lub przekrojów sieciowych). Jednak kolejnym, większym zagrożeniem jest dławienie tej przepustowości przez cyrkulującą moc, przepływ zajmujący przekroje tych newralgicznych gałęzi. Monitorowanie i eliminowanie takich przypadków jest ważnym zadaniem stojącym przed operatorami i automatyką elektroenergetyczną. Z uwagi na brak winy operatorów źródeł wytwórczych i odbiorów kompleksowych we wzbudzaniu circular flows – zadanie eliminacji przepływów cyrkulacyjnych spoczywa na operatorze sieci przesyłowej. 4. Uogólnienia i rozszerzenia Z uwagi na ograniczoną formułę prezentacji tematu nie przedstawiono przypadków dalszego poszerzania obszaru objętego circular flows w powyższym przykładzie. Przyjmując, że kolejne transformatory w sieci testowej IEEE 118 są przesuwnikami fazowymi – można uzyskać nakładanie się Stanisław Ziemianek

obszarów objętych przepływami cyrkulacyjnymi, aż prawie cała sieć będzie nimi objęta (jest to oczywiście przypadek czysto teoretyczny). Detekcja circular flows przebiega tak, jak dla wariantu z pojedynczym PST. Jeśli jednak rozpatrzyć zagadnienie na szerszej płaszczyźnie rzeczywistego SEE, to odpowiednio silne PST ulokowane w pobliżu granic systemu mogą wywołać znaczący tranzyt, który może obejmować nawet wszystkie gałęzie interkonekcji (autor badał to zagadnienie, stosując podejście oparte na analizie wrażliwości). Nie musi to wywoływać circular flows (mogą to być zwykłe przepływy równoległe). Jeśli jednak rozważyć, że z punktu widzenia obserwatora, który notuje jedynie przepływy mocy w ujęciu międzysystemowym (a wnętrza poszczególnych systemów są sztucznymi ekwiwalentami) – moce te tworzą cykl, to negatywy takich pseudo circular flows będą podobne (ograniczenie przepustowości połączeń międzysystemowych). Z tego tytułu można pojęcie przepływów cyrkulacyjnych rozszerzyć na pseudocyrkulacyjne (na podobieństwo międzybankowych przepływów pieniężnych podejmowanych w złej wierze). Przedstawiona metoda (z pewnymi rozszerzeniami) jest odpowiednia do diagnostyki także takich przypadków. 5. Podsumowanie Wykorzystując naturalne właściwości metody śledzenia przepływów mocy – z zastosowaniem zasady proporcjonalności – można w zautomatyzowany i niekłopotliwy sposób identyfikować ew. circular flows powstające w oczkach sieci. Korzysta się z budowanych w trakcie śledzenia przepływów mocy macierzy wiążących przepływy mocy czynnej przez poszczególne węzły z mocami generowanymi w poszczególnych węzłach lub z mocami odbieranymi. Macierze te są rzadkie i prawie trójkątne – mają strukturę opartą na podzbiorze elementów macierzy admitancyjnej węzłowej. Po niekłopotliwym odwróceniu tych macierzy otrzymuje się zazwyczaj także rzadkie i prawie trójkątne macierze odwrotne. Jest to bardzo mało czasochłonny proces, a wystarczy uzyskać tylko diagonalę jednej z tych macierzy i ją przejrzeć. W artykule (na przykładzie systemu testowego IEEE 118) przedstawiono kolejne etapy kształtowania się przepływów cyrkulacyjnych podczas zmian przekładni poprzecznej jednego z transformatorów. Można zaobserwować pozornie skokowe powiększanie się obszaru systemu obejmowanego przepływami cyrkulacyjnymi. W wyniku odwrócenia mocy gałęziowej w kolejnej newralgicznej gałęzi następuje,

obejmujące często grupę kilku gałęzi, poszerzanie obszaru obejmowanego przepływami cyrkulacyjnymi. W każdej z tych gałęzi cyrkulująca moc zmniejsza dostępną zdolność przesyłową. Cyrkulacje mocy można eliminować, kierując się rozstrzygnięciami formowanymi na gruncie porównań ekonomicznych (dostępne zdolności przesyłowe, respektowanie lub zmniejszanie kosztów powiększających się strat sieciowych, poziomy cen marginalnych energii elektrycznej). Na tym gruncie może następować rozstrzygnięcie: eliminować, już eliminować czy nie eliminować? W artykule przedstawiono także typowe poziomy wrażliwości mocy gałęziowych na zmiany przekładni poprzecznych PST. Przedstawiono wykresy mocy gałęziowych w funkcji zmian tych przekładni. Charakterystyczna jest prawie liniowa zależność tych mocy od przekładni (bazowy stan pracy systemu testowego IEEE 118 nie należał do zbyt przeforsowanych).

Bibliografia 1. Achayuthakan C. i.in., Electricity Tracing in Systems With and Without Circulating Flows: Physical Insights and Mathematical Proofs, IEEE Trans. Power Systems, May 2010, Vol. 25, Issue 2, s. 1078–1087. 2. Białek J.W., Tracing the flow of electricity, IEEE Proc. Gen. Transm. Distrib., July 1996, Vol. 143, s. 313–320. 3. IEEE 118 test system [on-line], www.ee.washington.edu University. 4. Wei P., Ni Y., Wu F.F., Load flow tracing in power systems with circulating power, Electrical Power and Energy Systems, Elsevier, 2002, No. 24, s. 807–813. 5. Ziemianek S., Bialek J.W., Identification of Circular Flows in Transmission Networks using the Electricity Tracing Metodology, Power System Computation Conference – PSCC 2008, Glasgow UK. 6. Ziemianek S., Wybrane zastosowania metody śledzenia przepływów mocy czynnej i biernej w analizach stanów pracy ustalonej systemu elektroenergetycznego, t. 1, Konferencja APE 2007, Jurata, s. 22–31. 7. Ziemianek S., Przepływy cyrkulujące mocy czynnej i biernej w nowoczesnej, oczkowej sieci przesyłowej – identyfikacja, wpływ, granice tolerancji, praca w ramach Dz. Stat., IE PW, Warszawa 2009. 8. Ziemianek S., Metody śledzenia przepływów w sieciach elektroenergetycznych w zastosowaniu do analiz techniczno-ekonomicznych, OWPW, 2008.

dr hab. inż. Politechnika Warszawska e-mail: stanislaw.ziemianek@ien.pw.edu.pl Całe życie zawodowe poświęcił pracy w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Jego zainteresowania naukowe obejmują m.in.: zagadnienia tworzenia modeli matematycznych oraz wyznaczania i analiz stanów pracy sieci i systemów elektroenergetycznych, optymalizację rozpływów mocy i szczegółów kształtowania składników cen energii elektrycznej, tworzenie modeli i metod śledzenia przepływów mocy w systemie elektroenergetycznym.

100

101

102

Power Engineering Quarterly