Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 03/2010

act

nergetica

03/2010

numer 5/rok 2

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyk贸w

:\GDZFD ENERGA SA

Patronat 3ROLWHFKQLND *GDñVND

ENERGA SA

Redaktor Naczelny =ELJQLHZ /XERĂQ\

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

5HGDNFMD $FWD (QHUJHWLFD

XO 0LNRïDMD 5HMD *GDñVN 32/$1' WHO ID[ H PDLO UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ www.actaenergetica.org =HVSöï UHGDNF\MQ\ 5DIDï +\U]\ñVNL .DWDU]\QD ¿HOD]HN

6HNUHWDU] UHGDNFML .DWDU]\QD .DUERZVND

3URMHNW JUDğF]Q\ 0LURVïDZ 0LïRJURG]NL

6NïDG 5\V]DUG .XěPD

Korekta 0LURVïDZ :öMFLN

2SLHND UHGDNF\MQD .DWDU]\QD ¿HOD]HN

,661

w numerze 4

NOWOCZESNA KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ I WYŻSZYCH HARMONICZNYCH Z WYKORZYSTANIEM KOMPENSATORÓW DYNAMICZNYCH STATCOM I EFA Bogdan Bałkowski

12

POTENCJAŁ ROZWOJU RYNKU PROSUMENTA W OBLICZU POLSKICH UWARUNKOWAŃ SYSTEMOWYCH mgr inż. Damian Gadzialski

18

METODA OCENY SYTUACJI NAPIĘCIOWEJ W SIECI PRZESYŁOWEJ UWZGLĘDNIAJĄCA DZIAŁANIE AUTOMATYKI REGULACYJNEJ mgr inż. Jacek Jemielity mgr inż. Ksawery Opala

30

BADANIA PRZEJMOWANIA CIEPŁA PODCZAS WRZENIA NA PĘKU RUR OGRZEWANYCH ELEKTRYCZNIE dr inż. Krzysztof Krasowski prof. dr hab. inż. Janusz T. Cieśliński

42

METODA KOSZTÓW NARASTAJĄCYCH W OCENIE EKONOMICZNEJ EFEKTYWNOŚCI PRZEDSIĘWZIĘĆ INWESTYCYJNYCH W ENERGETYCE ROZPROSZONEJ dr inż. Zdzisław Kusto

54

MAKSYMALIZACJA VS OPTYMALIZACJA WYKORZYSTANIA ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECI ROZDZIELCZYCH O STRUKTURZE PROMIENIOWEJ prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny

72

WSPÓŁCZESNE TECHNOLOGIE JĄDROWE W ENERGETYCE prof. dr hab. inż. Jacek Marecki

80

VAWT KLUCZEM DO ROZWOJU MIKROGENERACJI ROZPROSZONEJ mgr inż. Krzysztof Żmijewski

86

ROZWÓJ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH W POLSCE W KONTEKŚCIE UREGULOWAŃ PAKIETU KLIMATYCZNO-ENERGETYCZNEGO dr hab. inż., prof. PW Krzysztof Żmijewski Maciej M. Sokołowski

Rozwój systemów elektroenergetycznych w sferze wytwarzania odbywa się w swego rodzaju sporze pomiędzy zwolennikami technologii, które można nazwać klasycznymi, a zwolennikami technologii związanych z tzw. odnawialnymi źródłami energii. Podział ten przebiega mniej więcej pomiędzy technologiami: węglowymi, gazowymi, jądrowymi, opartymi na paliwach ciekłych a technologiami: wodnymi, wiatrowymi, biogazowymi, solarnymi, biomasowymi, geotermalnymi, itd.

Nieco przewrotnie można stwierdzić, że spór ten jest już rozstrzygnięty, zwyciężą – a może już dawno zwyciężyły – technologie odnawialne, nie później niż wyczerpią się zasoby nośników energii dla tzw. źródeł klasycznych. Można przecież stwierdzić, że wszystkie nośniki energii są odnawialne. Różny jest tylko czas ich odtworzenia.

Odnawialność źródła energii wiązana jest z istnieniem (i dostępnością) źródła o ogromnej, w porównaniu z potrzebami człowieka, zasobności energii. Takim źródłem dla Ziemi jest Słońce. Można powiedzieć, że to ono, wraz z ruchem Ziemi, odpowiedzialne jest za występowanie wiatrów, cyrkulację wody, wzrost roślin i zwierząt (jako protoplastów węgla, paliw ciekłych i gazowych) itd. Przyjmując jego istotny wpływ na kształtowanie się Układu Słonecznego, to ono jest odpowiedzialne za występowanie pływów (wynik obiegu Księżyca), istnienie płynnego jądra Ziemi, czy istnienie i rozmieszczenie złóż zasobów energetycznych. W końcu, energię można czerpać bezpośrednio z promieniowania słonecznego.

Z drugiej strony można jednak stwierdzić, że z punktu widzenia człowieka czas odnawiania nośnika energii, przekraczający długość życia człowieka (ewentualnie pokolenia, roku lub nawet doby), jest zbyt długi, aby traktować dany nośnik energii jako odnawialny. W tym sensie wpływ Słońca na część z wymienionych powyżej procesów tworzenia nośników energii należy uznać za niesatysfakcjonująco wolny.

Wycofując się jednak z rozważań nieco filozoficznych, a wracając do teraźniejszości i względnie krótkich horyzontów czasowych (porównywalnych z czasem życia pojedynczych pokoleń człowieka), w niniejszym numerze Acta Energetica przedstawiamy artykuły nawiązujące do rozwoju systemu elektroenergetycznego w zakresie wytwarzania tu i teraz, tj. w bezpośredniej przyszłości oraz z wykorzystaniem obu wymienionych powyżej grup technologii.

Rozwój systemów elektroenergetycznych w sferze sieci nie jest tak spolaryzowany, jak w sferze wytwarzania. Ich rozwój w kierunku sieci typu smart grid wydaje się obecnie bezdyskusyjny. Prezentowane w niniejszym numerze AE artykuły rozważają problematykę większego wykorzystania sieci, kształtowania jakości energii oraz – co zawsze jest aktualne – bezpieczeństwa pracy systemu (tu stabilności napięciowej). prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

4

Bogdan Bałkowski / C&T Elmech

Autorzy / Biografie

Bogdan Bałkowski Pruszcz Gdański / Polska Od dziesięciu lat piastuje funkcję wiceprezesa firmy C&T Elmech z Pruszcza Gdańskiego. Kieruje pracami działu R&D i wyznacza kierunki rozwoju firmy.

Nowoczesna kompensacja mocy biernej i wyższych harmonicznych z wykorzystaniem kompensatorów dynamicznych STATCOM i EFA

NOWOCZESNA KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ I WYŻSZYCH HARMONICZNYCH Z WYKORZYSTANIEM KOMPENSATORÓW DYNAMICZNYCH STATCOM I EFA Bogdan Bałkowski / C&T Elmech Współczesne systemy energetyczne często borykają się z problematyką niskiej jakości energii oraz zbyt małej efektywności energetycznej, dla której jednym z istotnych zagadnień jest kompensacja wyższych harmonicznych oraz mocy biernej. Choć ten problem z punktu widzenia technicznego nie jest nowy, to jednak jego skala stale rośnie, czyniąc go coraz bardziej ważnym, a skutki złej jakości energii oraz niskiej efektywności energetycznej coraz bardziej dotkliwymi. Zbyt niska jakość energii i efektywności energetycznej nie jest przy tym jedynie problemem krajowym. Problem ten ma wręcz charakter globalny, do którego rządy wielu krajów, w tym UE, odnoszą się bardzo poważnie. W Polsce efektywność energetyczna gospodarki jest jednak aż dwa razy niższa od średniej europejskiej. W tym świetle szczególnego znaczenia nabiera ustawa promująca i wspierająca uzyskanie oszczędności w końcowym wykorzystaniu energii1. Ta ustawa, która ma wejść w życie z początkiem roku 2011, jest wypełnieniem postanowień dyrektywy 2006/32/WE Parlamentu i Rady Europejskiej, a jej zasadniczym celem jest uzyskanie 9% oszczędności energii do roku 2016. Tak więc do problematyki jakości energii dołącza również problematyka efektywności wykorzystania energii. W tak zmieniającym się otoczeniu gospodarczym (przy wzroście cen energii) firma C&T Elmech proponuje kompleksowe spojrzenie na zagadnienia kompensacji wyższych harmonicznych i mocy biernej oraz adekwatne do tego nowe rozwiązania.

W tym kontekście warto porównać możliwości techniczne urządzeń filtracyjnych i kompensacyjnych, konwencjonalnych pochodzących z pierwszej połowy XX stulecia oraz nowych, zapoczątkowanych na przełomie XX i XXI wieku z wykorzystaniem postępów energoelektroniki, aczkolwiek już wielokrotnie sprawdzonych w przemyśle. Ograniczymy się przy tym tylko do rozwiązań na niskie i średnie napięcie, czyli skierowanych do przemysłowego odbiorcy, spośród których do rozwiązań klasycznych zaliczamy, w szczególności, baterie kondensatorów do kompensacji mocy biernej oraz filtry pasywne do selektywnej kompensacji wyższych harmonicznych.

Baterie kondensatorów można podzielić ze względu na sposób przyłączania do systemu energetycznego: • za pomocą łączników mechanicznych – styczników • za pomocą łączników statycznych – tyrystorów.

Pierwsza bateria kondensatorów z łącznikami mechanicznymi została zastosowana w 1914 roku, zaś pierwsze rozwiązania statyczne pojawiły się dopiero w roku 1971. W obu tych rozwiązaniach łączniki służą do przyłączenia w sposób ON/OFF baterii kondensatorów, zwanych stopniami kompensacji. Z tego względu taka kompensacja ma charakter schodkowy, a jej precyzja jest zależna od wartości stopnia kompensacji. Tak więc od rodzaju zastosowanego łącznika, jak i wielkości stopnia kompensacji, zależy większość cech użytkowych tego typu rozwiązań.

Układy z łącznikami mechanicznymi można stosować do systemów energetycznych z wolnozmiennym obciążeniem, przy czym przy załączaniu poszczególnych stopni występują zazwyczaj znaczne udary prądowe i niesymetrie chwilowe. Te zjawiska są też najczęściej rejestrowane w układach zabezpieczeń rozdzielnic. Z tych powodów oraz uwzględniając możliwość osiągnięcia większej dynamiki przełączania baterii kondensatorów, znacznie korzystniejsze jest zastosowanie układów z łącznikami tyrystorowymi i nowoczesnymi sterownikami procesorowymi. Te układy, pozbawione wad związanych z łącznikami mechanicznymi, są też najczęściej stosowane do nadążnej kompensacji mocy biernej. Mają jednak swoje własne ograniczenia wynikające choćby ze 1 Z projektem ustawy wraz z uzasadnieniem można zapoznać się na stronie http://bip.mg.gov.pl/node/11629.

Streszczenie W niniejszym artykule poruszone jest zagadnienie kompensacji mocy biernej i wyższych harmonicznych, przy zastosowaniu klasycznych układów opartych na bateriach kondensatorów i nowoczesnych energoelektronicznych, dynamicznych układów typu STATCOM i EFA. Autor, po-

równując ich wady i zalety, jednoznacznie opowiada się za nowoczesnymi, dynamicznymi rozwiązaniami, wskazując ich przewagę i przydatność w staraniach o poprawę jakości i efektywności wykorzystania energii elektrycznej.

5

6

Bogdan Bałkowski / C&T Elmech

względnie niskiego napięcia przebicia półprzewodników. W związku z tym przyłączane są bezpośrednio do sieci energetycznej o napięciu zazwyczaj nie wyższym niż 690 V lub za pośrednictwem transformatora dopasowującego do sieci o wyższych napięciach. Dostępne są już również rozwiązania bezpośrednio przyłączane do systemów energetycznych o napięciu do 17 kV, ale ich ceny stanowią poważną ekonomiczną barierę. Baterie kondensatorów są wrażliwe na harmoniczne napięcia występujące w sieci energetycznej, w związku z tym zabezpiecza się je dławikami, odstrajając od niepożądanych częstotliwości. Można również tę cechę wykorzystać do zestrojenia z wybraną częstotliwością harmonicznej w celu jej kompensowania.

Filtry pasywne LC są układami niesterowanymi, załączanymi przez operatora, o budowie zbieżnej do baterii kondensatorów z łącznikami mechanicznymi. Ponadto te filtry są na ogół jednostopniowe i na stałe włączone bezpośrednio do systemu energetycznego. Dobór ich elementów L i C wynika przy tym z wymaganej mocy i częstotliwości kompensowanej harmonicznej. Filtry LC cechuje również zdolność kompensacji mocy biernej, ponieważ dla harmonicznej podstawowej (50 Hz) filtr jest „widziany” przez sieć jako pojemność. Gdy wymagana jest filtracja kilku harmonicznych jednocześnie, instalowanych jest kilka filtrów pasywnych LC, każdy dostrojony do innej wymaganej częstotliwości rezonansowej (filtracji).

Jak widać z powyższego opisu, baterie kondensatorów oraz filtry pasywne bazują na tych samych elementach L i C. W związku z tym mają również wiele wspólnych cech, zarówno wad, jak i zalet.

Rys. 1. Przybliżona charakterystyka tłumienia filtra pasywnego LC 5. harmonicznej

Rys. 2. Charakterystyka napięciowo-prądowa baterii kondensatorów i filtrów pasywnych

Analizując charakterystykę przedstawioną na rys. 2 oraz właściwości pasywnych układów kompensacyjnych i filtrujących opartych na elementach LC, można wyciągnąć następujące wnioski: • Moc układu kompensacji jest zależna od kwadratu wahań napięcia sieci energetycznej2. W związku z tym przykładowa zmiana napięcia o 10% spowoduje 21-proc. zmianę mocy biernej nieregulowanej baterii kompensacyjnej. To może też spowodować przekompensowanie obciążenia, powodując dalszy wzrost 2 Wielkość mocy generowanej przez baterię kondensatorów jest wyrażona wzorem Q = U2 ωC.

Nowoczesna kompensacja mocy biernej i wyższych harmonicznych z wykorzystaniem kompensatorów dynamicznych STATCOM i EFA

napięcia w punkcie przyłączenia układu kompensacji do sieci energetycznej. Ten mechanizm, przy zastosowaniu nieregulowanej baterii kompensacyjnej lub kompensatora o zbyt małej dynamice, może doprowadzić do niestabilności sieci energetycznej, w tym do powstania niekontrolowanego rezonansu • Wzrost napięcia w sieci energetycznej powoduje wzrost prądu baterii kondensatorów kompensacyjnych, co w skrajnych przypadkach, w szczególności w obecności odkształceń napięcia sieci, może doprowadzić do ich przeciążenia • Charakterystyka filtra pasywnego przedstawiona na rys. 1 wskazuje, że dla częstotliwości wyższych od częstotliwości rezonansowej (tłumionej) filtr pasywny LC zachowuje zdolności tłumienia, natomiast dla częstotliwości niższych filtr ten jest „widziany” przez sieć jako pojemność, co może wzmagać niestabilność sieci w tym zakresie częstotliwości • Układy filtrów pasywnych wyższych harmonicznych są na ogół projektowane na wybrane częstotliwości harmoniczne, charakterystyczne dla danego odbioru. Analizując rys. 3, widzimy jednakże, że widmo harmonicznych może być zmienne przy zachowaniu niemal stałej wartości THD. Stwarza to dodatkowe utrudnienie w prawidłowym doborze elementów pasywnych układów kompensacji. Jest to również częstym powodem zaniżania szacunków dla wymaganej mocy i ilości kompensowanych harmonicznych i jest jedną z przyczyn nieskutecznego działania filtracyjnego oraz przegrzewania się układów pasywnych. Z podobnych względów niewskazane jest także zastosowanie prostych filtrów pasywnych w przypadku możliwości wystąpienia znaczących składowych interharmonicznych • Włączenie na stałe filtrów pasywnych przy zmienności obciążenia prowadzi do nielubianego przez energetykę przekompensowania, co z kolei, jak już wspomniano, stwarza warunki do wystąpienia rezonansów.

Ponadto, w klasycznych układach kompensacji, ze względów technicznych i bezpieczeństwa, rzadko występuje możliwość osiągnięcia wyższego współczynnika mocy niż tgø = 0,3. Jest to ok. 10% energii, za którą płacimy, a nie wykorzystujemy jej użytecznie, ponieważ jest to energia bierna. Obecnie, w świetle obowiązujących przepisów, nie ma takiego wymogu. Warto jednak zwrócić uwagę na nowe przepisy o efektywności energetycznej, które stwarzają korzystne warunki do działań związanych z dalszym zmniejszaniem współczynnika tgø.

Rys. 3. Rysunek obrazuje przykładową zmienność widma WH napięcia, zależną od kąta wysterowania 6-pulsowego przekształtnika tyrystorowego

7

8

Bogdan Bałkowski / C&T Elmech

Czy należy rozumieć, że przedstawiona krytyka klasycznych układów kompensacji zmierza do ich wyeliminowania?

Ależ wcale nie. Zdaniem autora należy połączyć klasyczne układy kompensacyjno-filtrujące oraz układy aktywne w rozwiązania hybrydowe, łącząc przy tym najlepsze cechy obu rozwiązań, tj. eliminując ich wady i eksponując zalety. Rozwiązania hybrydowe, pozwalające na istotną poprawę jakości energii i jej efektywniejsze wykorzystanie, cechuje jednocześnie optymalna relacja ceny instalowanego rozwiązania do osiąganego efektu.

Na rys. 4 przedstawiona jest koncepcja połączenia w jednym układzie kompensacji zalet wynikających z niskiej ceny kompensatorów LC i SVC, skompensowania ich wad i dalszego wzbogacenia o zalety kompensatorów dynamicznych STATCOM (STAtic COMpensator) i EFA (Energetyczny Filtr Aktywny), w tym w szczególności odpowiednio układów typu Xinus Q i Xinus D, produkowanych przez firmę C&T Elmech.

W omawianej koncepcji zastosowano kompensator LC na stałe przyłączony do sieci energetycznej, który w chwilach braku obciążenia jest kompensowany przez STATCOM, pozwalający na generację mocy biernej indukcyjnej i pojemnościowej oraz symetryzację obciążenia. Nadążna bateria kondensatorów SVC jest skwantyfikowanym źródłem mocy biernej pojemnościowej, która pozwala na zgrubną regulację mocy biernej, natomiast układ STATCOM zapewnia płynność regulacji oraz wysoką dynamikę układu kompensacji w zakresie jednego stopnia regulacji kompensatora SVC.

Rys. 4. Koncepcja układu kompensacji wykorzystującego klasyczne układy kompensacji z dynamicznymi typu Xinus Q i Xinus D

Współpraca powyższych trzech elementów układu kompensacji pozwala na konfigurację w pełni regulowanego źródła mocy biernej o optymalnym koszcie, wysokiej dynamice, szybkości działania, płynności i odporności na stany przejściowe występujące w sieci energetycznej i z możliwością dokładnej filtracji harmonicznych prądu odbioru.

Na rys. 5a przedstawiono charakterystykę wyjściową typowego układu STATCOM. Widać z niej, że generowany prąd kompensujący jest zupełnie odporny na wahania napięcia, a generowana moc bierna jest w pełni kontrolowana. To spostrzeżenie przyda nam się w analizie uproszczonej charakterystyki układu hybrydowego (rys. 5b). Jak widać, proponowana konfiguracja nabrała cech zarówno układów klasycznych, jak i aktywnych.

Kompensator hybrydowy, nie tracąc zdolności do autokorekty generacji mocy biernej, umożliwia generację tej mocy o wartości maksymalnej dwukrotnie większej niż sam układ STATCOM.

Nowoczesna kompensacja mocy biernej i wyższych harmonicznych z wykorzystaniem kompensatorów dynamicznych STATCOM i EFA

a)

b) Vt Vt

Vmax

Vmax

BC ICmax

0

ILmax

ICmax ID-STATCOM

max

ID-STATCOM 0 max Lmax at Vmax

Rys. 5. a) Porównanie charakterystyk IU samego STATCOM oraz b) w konfiguracji z klasycznymi układami typu SVC i kompensatora LC

Kolejnym elementem systemu kompensacji jest energetyczny filtr aktywny względnie niedużej mocy typu Xinus D. Ten filtr umożliwia dokładną i dynamiczną filtrację (kompensacji) wyższych harmonicznych prądu odbioru, niezależnie od jego składu widmowego oraz parametrów zasilającej sieci energetycznej. Filtr aktywny Xinus D może przy tym wspomagać działanie układu STATCOM, tj. dodatkowo kompensować moc bierną oraz symetryzować obciążenie w zakresie swojego zapasu mocy.

Zastosowania proponowanego rozwiązania hybrydowego to przede wszystkim: • Poprawa jakości energii, w tym zagwarantowanie systemowi energetycznemu wysokiego współczynnika mocy • Efektywna stabilizacja napięcia, w tym redukcja zjawiska migotania (flickera) • Symetryzacja obciążenia oraz aktywna kompensacja wyższych harmonicznych • Poprawa efektywności energetycznej linii dystrybucyjnych (rozdzielczych) • Poprawa zdolności przesyłowej systemu, w tym poprawa stabilności systemu energetycznego (tłumienie oscylacji).

Tab. 1. Porównanie podstawowych cech układu klasycznego i hybrydowego Cecha

klasyczny

hybrydowy

Czas reakcji układu na wahania mocy biernej

20 ÷ 200 ms

0,25 ÷ 0,5 ms

Odporność na wahania napięcia w sieci

brak

pełna

Reakcja na zaburzenia

możliwość wystąpienia rezonansu

pełna odporność

Zdolność do generowania mocy poj. i ind.

pojemnościowa

pojemnościowa i indukcyjna

Filtracja harmonicznych

ograniczona, selektywna

pełna przy zmieniającym się widmie

Symetryzacja obciążenia

brak

pełna

Redukcja flickera (migotania)

słaba

skuteczna

Omawiana koncepcja nie jest jedynie czysto teoretyczną dyskusją na temat istniejących możliwości. Wszak nie pracuje jeszcze w Polsce system o takiej konfiguracji, ale warto spojrzeć na realizowany obecnie przez firmę C&T Elmech układ kompensacji mocy biernej i wyższych harmonicznych na głównej maszynie wyciągowej w kopalni KWK Ziemowit. C&T Elmech jako jedyna firma w Polsce wykonała kompensację bardzo niespokojnego

9

10

Bogdan Bałkowski / C&T Elmech

odbioru, jakim jest układ napędowy maszyny wyciągowej. Zebrane doświadczenia posłużą jej w realizacji układu kompensacji w kolejnej maszynie. Tym razem inżynierowie C&T Elmech zamierzają doprowadzić do współdziałania klasycznego układu nadążnej kompensacji typu SVC z zaletami energetycznego filtra aktywnego typu Xinus D. Wykorzystanie wysokiej dynamiki filtra aktywnego i zdolności do kompensacji mocy biernej do celów dokompensowania układu jest właśnie przykładem częściowej realizacji omawianej koncepcji. Rys. 6 przedstawia schemat ideowy realizowanego projektu3, a rys. 7 w przedstawia wizualizację nowo projektowanego filtra aktywnego o mocy 2 MVAd.

Rys. 6. Układ zasilania maszyn wyciągowych północnej i południowej wraz z układem kompensacji. Łączna moc odbiorów Smax = 19 MVA, Sśr. = 11 MVA, nadążna bateria kondensatorów o mocy Qbat = 6 MVAr (stopień 1 MVAr), energetyczny filtr aktywny Xinus D o mocy D = 2 MVAd

Rys. 7. Wizualizacja filtra aktywnego o mocy 2 MVAd wraz z transformatorem dopasowującym 6 kV/1,1 kV

3 Elektroinfo: nr 12/2007 – Filtry aktywne Xinus; nr 9/2010 (87) – Kompensacja mocy biernej i wyższych harmonicznych prądu w sieciach SN z wykorzystaniem układów hybrydowych opartych na nowych rozwiązaniach filtrów aktywnych XInus.

Nowoczesna kompensacja mocy biernej i wyższych harmonicznych z wykorzystaniem kompensatorów dynamicznych STATCOM i EFA

Będzie to pierwsza tego typu realizacja w Polsce i wszyscy z zainteresowaniem będziemy czekać na wyniki tego projektu. Na rys. 8 przedstawiono połowę pracującego układu kompensacji mocy biernej i wyższych harmonicznych firmy C&T Elmech, zastosowanego na maszynie wyciągowej S 1.2 w kopalni węgla kamiennego LW Bogdanka.

Rys. 8. Widok pracującego układa filtra aktywnego Xinus D-1MVAd i baterii kondensatorów o mocy 1 MVar

11

12

Damian Gadzialski / ENERGA SA

Autorzy / Biografie

Damian Gadzialski Gdańsk / Polska Tytuł magistra uzyskał w Wyższej Szkole Międzynarodowych Stosunków Gospodarczych i Politycznych w Gdyni, a tytuł inżyniera na Politechnice Gdańskiej. Specjalizuje się w rozwoju biznesu i tworzeniu strategii produktowych. Doświadczenie biznesowe zdobywał w dziale finansowym firmy Prokom Software SA. Z energetyką związany od 2008 roku, najpierw jako asystent prezesa zarządu spółki ENERGA SA, później jako menedżer projektów związanych z wdrażaniem idei mikrogeneracji energetycznej na rynku polskim. Obecnie w spółce ENERGA-OBRÓT SA pełni rolę kierownika produktów Energetyczny Dom i Energetyczne Osiedle.

Jest również odpowiedzialny za ewaluację innowacji w dziedzinie mikroenergetyki.

Potencjał rozwoju rynku prosumenta w obliczu polskich uwarunkowań systemowych

POTENCJAŁ ROZWOJU RYNKU PROSUMENTA W OBLICZU POLSKICH UWARUNKOWAŃ SYSTEMOWYCH mgr inż. Damian Gadzialski / ENERGA-OBRÓT SA

1. RYNEK PROSUMENTA „Biznes szybki jak myśl”1, jak zwykł mawiać Bill Gates, do niedawna wydawało się, że ta maksyma nie znajduje zastosowania na rynku energetycznym. Tymczasem system elektroenergetyczny XXI wieku definiowany jest jako inteligentna sieć współgrających ze sobą źródeł, odbiorów, usług oraz użytkowników (prosumentów) [1]. Taki kształt energetyki oznacza konieczność przeprowadzenia szybkich zmian jakościowych w systemach zarządzania, technologii i regulacjach prawnych.

W nowym systemie szczególną rolę należy przypisać użytkownikom, których wymagania i potrzeby kreują jego rzeczywisty kształt. Prosument jest to odbiorca, który aktywnie uczestniczy w sieci, stając się dodatkowo dostawcą usług systemowych [3]. W praktyce oznacza to wytwarzanie energii i jej sprzedaż oraz oddziaływanie na krzywą poboru poprzez efektywne zarządzanie odbiorami, w tym również poprzez kreowanie własnych taryf energetycznych. W zakresie wytwórczym aktywność prosumenta polega na tym, iż zaspokaja on we własnym zakresie swoje zapotrzebowanie na energię, z celem nakierowanym na osiągnięcie pełnej samowystarczalności.

Podstawową formą prosumenta na rynku energetycznym jest klient indywidualny, mieszkający w inteligentnym domu energetycznym. W takim budynku energia elektryczna wytwarzana jest np. w mikroelektrowniach wiatrowych i fotoogniwach słonecznych. Jeżeli w budynku wystąpi jej niedobór, system automatycznie pobiera resztę potrzebnej energii z sieci elektroenergetycznej. Większe odbiory dostosowują swoją pracę w taki sposób, aby wykorzystać maksymalnie dużo energii sieciowej w tanich okresach cenowych. W razie wytworzenia energii nadwyżkowej, system automatycznie oddaje ją do sieci. Energię pobraną i oddaną mierzy dwukierunkowy licznik pomiarowy, który zdalnie komunikuje się z przedsiębiorstwem energetycznym, umożliwiając zbilansowane rozliczenia rzeczywiste. W garażu zamontowana jest ładowarka samochodu elektrycznego, którego baterie ładowane są podczas taniej taryfy sieciowej, a w razie awarii mogą służyć jako magazyn wyspowy. Energia cieplna wytwarzana jest z kolei w kolektorach słonecznych, a jej nadmiar akumulowany jest w gruncie, skąd później odbierany jest poprzez pompę ciepła. Za pomocą rekuperatora odzyskiwane jest ciepło z powietrza wentylacyjnego opuszczającego budynek. Z kolei gruntowy wymiennik ogrzewa ciepłem ziemi powietrze nawiewane do budynku.

W celu osiągnięcia pełnej efektywności energetycznej budynek prosumenta izolowany jest termicznie. Zakres technologiczny może być dużo szerszy niż ten przedstawiony w powyższym przykładzie, jednak nie stanowi to o istocie sprawy – zrozumienia, kim jest prosument i jaką rolę odegra w nowym systemie.

1 Bill Gates, Biznes szybki j@k myśl, Prószyński i S-ka 2001.

Streszczenie Celem artykułu jest określenie uzasadnienia implementacji systemów mikroenergetyki rozproszonej w Polsce oraz przedstawienie istniejących barier systemowych w tym zakresie. Artykuł definiuje pojęcie i rolę prosumenta na rynku energetycznym, a także jego potencjalny wpływ na działanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Prosument rozumiany jest jako aktywny uczestnik rynku energetycznego, dostarczyciel usług oraz współkreator oferty. Jego aktywność przejawia się przede wszystkim w wytwarzaniu energii na potrzeby własne, a w razie pojawienia się jej nadwyżek, w przekazywaniu ich do sieci elektroenergetycznej.

Artykuł opisuje główne przeszkody w rozwoju mikrogeneracji rozproszonej w Polsce, które na jego potrzeby zostały pogrupowane w trzy obszary tematyczne: energetyczno-rozliczeniowy, budowlany oraz finansowy.

Przedstawione bariery wynikają z braku odpowiedniego dostosowania ustawodawstwa krajowego oraz z istniejących praktyk w sektorze elektroenergetycznym. Usunięcie przeszkód w rozwoju mikrogeneracji będzie wiązało się z dużymi zmianami jakościowymi w polskiej energetyce, na których skorzystać powinny wszystkie podmioty w niej zaangażowane, tj. klient (prosument), zakład energetyczny oraz państwo.

13

14

Damian Gadzialski / ENERGA SA

Pozostaje jednak pytanie, jak prosument wpłynie na sieć? Prawdą jest, iż polski Krajowy System Elektroenergetyczny charakteryzuje się dużą centralizacją mocy wytwórczych oraz ich asymetrycznym rozłożeniem [2].

Bezpieczeństwo energetyczne zależy więc w Polsce od stanu sieci przesyłowej, czyli możliwości faktycznego dostarczenia wytworzonej energii elektrycznej do odbiorcy końcowego. W niektórych regionach Polski przesył obciążony jest bardzo wysokim współczynnikiem strat.

Jednym z wariantów na rozwiązanie problemów wynikających z opisanych wyżej uwarunkowań jest efekt obecności prosumenta w systemie, czyli budowa zdecentralizowanego systemu wytwórczego, opartego w dużej części na źródłach odnawialnych. Podstawowym argumentem za wprowadzeniem generacji rozproszonej jest fakt, iż uzupełnia ona generację centralną na zasadzie komplementarności. W krajach takich jak Niemcy, Wielka Brytania, Francja czy USA zalety mikrogeneracji są coraz szerzej wykorzystywane. Spowodowane jest to prowadzeniem przez rządy tych państw aktywnej polityki wspierającej tego typu rozwiązania [4]. W Polsce, mimo bardzo znikomego wsparcia ze strony rządu, istnieją uwarunkowania uzasadniające stosowanie mikrogeneracji.

Rys. 1 pokazuje rozłożenie dużych mocy wytwórczych w Polsce. Dostrzec można dysproporcję rozmieszczenia wynikającą z deficytu zainstalowanej mocy na północy kraju.

Nowe moce centralne powstają w wyniku prowadzenia bardzo długiego procesu inwestycyjnego. Dodatkowo wyprowadzanie energii z dużych elektrowni i dostarczanie jej do klientów końcowych wymaga ciągłej rozbudowy i konserwacji sieci przesyłowych. Tymczasem rośnie zapotrzebowanie na energię, które w godzinach szczytowych zbliża się niebezpiecznie do wolumenu jej produkcji. Polska energetyka przemysłowa potrzebuje wsparcia oddolnego, przede wszystkim w zakresie spłaszczenia krzywej dobowego zapotrzebowania na energię elektryczną oraz zmniejszenia zapotrzebowania na energię cieplną w okresie grzewczym. Dobrą propozycją jest mikroenergetyka rozproszona, która w stosunkowo krótszym czasie może zacząć wypełniać puste obszary na mapie źródeł wytwórczych w Polsce.

Rys. 1. Moc elektryczna zainstalowana w dużych źródłach centralnych w Polsce Źródło: http://www.cire.pl/rynekenergii/

Potencjał rozwoju rynku prosumenta w obliczu polskich uwarunkowań systemowych

Podstawową cechą mikrogeneracji rozproszonej jest jej komplementarność wobec makrogeneracji energetycznej. Jej zalety stają się bowiem dostrzegalne tylko wtedy, gdy pełnią rolę optymalizacyjną i uzupełniającą w stosunku do zalet generacji centralnej [5].

Tab. 1. Porównanie wytwarzania centralnego z rozproszonym. Źródło: Opracowanie własne Mikrogeneracja

Makrogeneracja

Istota

Rozproszona produkcja energii na własne potrze- Scentralizowana produkcja energii w dużych źródłach, by użytkowników w ich bezpośrednim sąsiedztwie która następnie jest przesyłana na duże odległości

Energia pierwotna

Wiatr, słońce, gaz, energia odpadowa, wodór

Sprawność konwersji energii pierwotnej w końcową

Zależna od technologii. Generalnie sprawność jest Zależna od technologii. niższa niż w makrogeneracji Generalnie sprawność jest wyższa niż w mikrogeneracji

Straty przesyłowe

Potencjalnie mniej strat w wyniku bliskości do użytkownika końcowego

Znaczna część energii elektrycznej jest utracona podczas transmisji

Awaryjność i niezawodność

Zmniejsza obciążenie transmisji, a tym samym zmniejsza potrzebę konserwacji sieci. W razie wystąpienia awarii sieci niektóre źródła będą nadal pracować, zasilając autonomiczne mikrosystemy energetyczne

Zwiększa obciążenie transmisji, a tym samym zwiększa potrzebę częstej konserwacji. W razie wystąpienia awarii sieci lub źródła bardzo duże obszary kraju mogą być pozbawione energii

Wybory konsumentów

Klient może zdecydować o rodzaju technologii go zasilającej oraz nie jest obciążany kosztami strat przesyłowych i kradzieży.

Klient uniezależnia się (przynajmniej częściowo) od wzrostów cen nośników energii konwencjonalnej

Klient może wybrać jedynie dostawcę i taryfę, nie mając przy tym żadnego wpływu na zastosowane technologie. Do tego jest obciążany kosztami strat sieciowych i kradzieży energii. Klient jest dodatkowo narażony na wzrost cen nośników energii konwencjonalnej

Ekonomika

Systemy będą mniej kosztowne, kiedy produkowa- Bardziej ekonomiczne z uwagi na większą skalę generowania energii w pojedynczym źródle ne będą w dużej ilości

Węgiel, gaz, ropa, wiatr

2. BARIERY W ROZWOJU RYNKU PROSUMENTA Istnieje pogląd, że podstawową przeszkodą w rozwoju rynku prosumenta jest działanie przedsiębiorstw energetycznych. W praktyce nie jest to jednak prawda. Podstawową barierą jest ustawodawca, który spełniając cele pakietu 3x20, wydaje się zapominać o fakcie, iż potencjał energetyki odnawialnej skupiony jest przede wszystkim w jej rozproszeniu. Jest to bowiem energetyka niestabilna produkcyjnie, co w efekcie powoduje logiczną konieczność planowania rozproszonego i zdecentralizowanego systemu. Tymczasem obecnie obowiązujące normy projektowania oraz regulacje prawne dostosowane są do systemu scentralizowanego. Zostały one stworzone na podstawie założenia, iż utrzymanie stabilności sieci realizowane będzie przez centralne i wzajemnie zsynchronizowane elektrownie. W przypadku rozwoju mikrogeneracji rozproszonej istnieje pilna potrzeba stworzenia systemu uwzględniającego współpracę publicznego systemu energetycznego z wielką liczbą rozproszonych źródeł. Bariery wobec mikrogeneracji podzielić można, uwzględniając ich charakter, na: energetyczno-rozliczeniowe, budowlane i finansowe.

W zakresie barier energetyczno-rozliczeniowych największą szkodę wyrządza wymóg posiadania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, powstający w momencie, gdy prosument zechce skorzystać z systemu wsparcia Świadectwami Pochodzenia Energii Elektrycznej lub sprzedać nadwyżkową energię do sieci. Ustawodawca wydaje zielone certyfikaty jedynie podmiotom posiadającym koncesję, której zdobycie w przypadku systemu mikrowytwórczego o mocy kilku kilowatów ma znikome uzasadnienie ekonomiczne. Dodając do tego konieczność założenia działalności gospodarczej, wiążącą się z utratą przywilejów taryfy G2, sens ekonomiczny przestaje całkowicie istnieć. Wymóg koncesyjny dotyczy również jakichkolwiek transakcji na linii prosument

2 Taryfa G stanowi zbiór stawek opłat stosowanych wobec odbiorców zużywających energię na potrzeby gospodarstw domowych oraz lokali o charakterze zbiorowego miejsca zamieszkania.

15

16

Damian Gadzialski / ENERGA SA

– przedsiębiorstwo energetyczne. Prosty z technicznego punktu widzenia system, oparty na inteligentnym liczniku dwukierunkowym, staje się nieosiągalny ze względu na zbyt duże wymagania regulatora wobec mikrowytwórcy. Drugą barierę stanowi procedura wydawania warunków przyłączenia przez operatorów systemów dystrybucyjnych. Mikrogeneratory podłączane do sieci niskiego napięcia traktowane są na równi z dużymi farmami wiatrowymi, co najlepiej potwierdzają formularze wniosków OSD, dzielące generatory na te duże oraz te średnie. Często podnoszona obawa o zabezpieczenia przed pracą wyspową rozwiana została już dawno przez nowoczesne inwertery, z powodzeniem stosowane w wielu krajach. Bardziej zaawansowane niż zdalny odczyt elementy sieci inteligentnej znajdują się dopiero w fazie badawczej, a do ich wdrożenia wymagane jest efektywne współdziałanie ekspertów z wielu dziedzin elektroenergetyki.

Bariery budowlane z kolei skupiają się wokół kwestii wymogu uzyskania pozwolenia na budowę, przy czym mniej istotna jest tutaj sama procedura, a dużo ważniejszy jest koszt jej przeprowadzenia. W przypadku postawienia elektrowni wiatrowej o mocy 1 kW konieczność pozyskania pozwolenia na budowę zwiększa całkowity nakład inwestycyjny o około 30–50 proc. Dokładając do tego ryzyko odmowy oraz czas potrzebny na przygotowanie wniosku, ponownie okazuje się, iż opłacalność przedsięwzięcia bardzo mocno spada. Brak rzeczowości prawa budowlanego w zakresie mikrogeneracji wynika chociażby z faktu, że w jego rozumieniu elektrownia wiatrowa jest jednocześnie obiektem budowlanym i budowlą, co nasuwa wniosek, iż regulator sam nie mógł się zdecydować. Przechodząc do szczegółów, warto zauważyć, iż istnieją dwie możliwości instalowania elektrowni wiatrowej bez pozwolenia na budowę. Pierwsza z nich to instalacja na maszcie z odciągami bez trwałego związania z gruntem. Jednak jest to rozwiązanie zabierające sporo przestrzeni, nieestetyczne wizualnie oraz w pewnym stopniu mniej bezpieczne. Druga z możliwości to instalacja na dachu budynku. Otóż okazuje się, iż urządzenia instalowane na dachu nie wymagają pozwolenia, jeśli nie przekraczają wysokością 3 metrów ponad najwyższy punkt dachu. Jednak takie umieszczenie turbiny praktycznie wyklucza możliwość stosowania elektrowni o poziomej osi obrotu, zamyka zakres mocy mniej więcej na poziomie do 1 kW oraz zmniejsza efektywność wytwarzania.

Na poziomie barier budowlanych dość mocno obciążone są również pompy ciepła (szczególnie, gdy źródłem dolnym jest kolektor pionowy), jednak wymagania regulatora są w tym przypadku nieco bardziej uzasadnione.

W celu zainstalowania pompy ciepła jakkolwiek związanej z gruntem wymagane jest pozwolenie na budowę (może być zawarte w pozwoleniu na budowę całego domu). Dodatkowo według prawa wodnego właściciel gruntu może bez pozwolenia wodno-prawnego korzystać z wód znajdujących się na jego posesji, jeśli pobór wody nie przekracza 5 m3/dobę, a wydajność czerpiących ją pomp nie jest większa niż 0,5 m3/h. Pompa ciepła na ogół potrzebuje więcej wody, która dodatkowo po przepłynięciu przez wymiennik pompy ciepła jest uznawana za ściek. Zrzut ścieków w takiej ilości, podobnie jak korzystanie z wody do celów energetycznych, mieszanie wód z różnych warstw wodonośnych oraz wywiercenie studni o głębokości ponad 30 m dodatkowo wymaga uzyskania pozwolenia wodno-prawnego. Innym istotnym ograniczeniem, dotyczącym szczególnie kolektorów pionowych, jest konieczność uzyskania zgody Urzędu Gospodarki Wodnej, a jeśli odwierty są głębsze niż 100 m, także zgody Urzędu Górniczego. Z punktu widzenia Prawa budowlanego jedynie pompy typu powietrze – woda/powietrze nie wymagają zezwoleń, nie są bowiem wymagane żadne prace ziemne, choć istnieją również interpretacje mówiące o tym, że instalacja jednostki zewnętrznej pompy na betonowej podstawce może być potraktowana jako budowa urządzenia na fundamencie trwale związanym z gruntem.

Ostatnia grupa barier dotyczy pozyskiwania dofinansowania do instalacji mikrowytwórczych. Polityka państwa oraz Unii Europejskiej jednoznacznie wspiera przedsięwzięcia z zakresu budowy odnawialnych źródeł energii. Tymczasem inwestor indywidualny, chcący takie przedsięwzięcie zrealizować w skali mikro, spotyka się z barierą nie do przejścia – biurokracją urzędniczą. O ile dla dużych inwestycji przygotowanie wniosków ma sens, o tyle już dla instalacji o mocy kilku kilowatów nakład czasu i pracy wymagany do ich przygotowania wydaje się być niewspółmierny w stosunku do osiągniętego efektu. Inną kwestią jest wymóg dołączenia do wniosku takich dokumentów, jak pozwolenie na budowę czy opinia oddziaływania na środowisko, które w niektórych przypadkach mikrogeneracji zwyczajnie nie są wymagane przez prawo. W praktyce może to oznaczać odrzucenie wniosku na etapie oceny formalnej.

Potencjał rozwoju rynku prosumenta w obliczu polskich uwarunkowań systemowych

3. PODSUMOWANIE Wdrażanie mikrogeneracji w Polsce ma duże uzasadnienie techniczno-ekonomiczne, a rynek charakteryzuje się sporym popytem na rozwiązania prosumenckie. Sens jest tym większy, im bardziej widoczne stają się sukcesy państw sąsiednich we wdrażaniu strategii mikrogeneracyjnych, stanowiących uzupełnienie dla systemu centralnego. Polska jest jednak kompletnie nieprzygotowana do tak wielkich zmian jakościowych. Objawia się to dodatkowo w trzech rozdzielnych obszarach regulacyjnych. Prawo zwyczajnie nie pozwala prosumentowi na łatwą implementację systemów mikrogeneracyjnych, wytwarzanie energii i czerpanie z tego faktu korzyści, a także na korzystanie ze źródeł wsparcia energetyki odnawialnej.

W procesie ewaluacji energetyki rozproszonej w pierwszej kolejności najważniejsze będzie likwidowanie barier wskazanych w niniejszym artykule oraz przygotowanie zakładów energetycznych do operacyjnej gotowości wobec wyzwań organizacyjnych, jakie niesie ze sobą energetyka rozproszona. Idąc tropem społeczeństw zachodnich, dodatkowo warto zastanowić się nad redefinicją krajowej strategii energetycznej, aby choć w minimalnym stopniu uwzględniała oddolne działania przyszłych prosumentów w zakresie realizacji postanowień pakietu 3x20. Dopiero następnym krokiem powinno być uświadamianie odbiorcy o jego możliwościach i roli.

W efekcie tych działań powstać może rozproszona elektrownia, oparta w dużej mierze na źródłach odnawialnych, dająca odbiorcom większą niezależność, zakładom energetycznym nowe źródło przychodu oraz optymalizację istniejącej struktury rynku, a państwu realizację celów środowiskowych i bezpieczeństwa energetycznego.

BIBLIOGRAFIA 1. Gellings Clark W., The Smart Grid: Enabling Energy Efficiency and Demand Response, CRC Press, Palo Alto 2009.

2. Gładyś H., Praca elektrowni w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 1999.

3. McLuhan M., Take today-the executive as dropout, Harcourt Brace Jovanovich, San Diego 1972.

4. Raport stowarzyszenia Micropower Europe, Mass Market Microgeneration in the Europe Union, Bruksela 2010.

5. Parker D., Microgeneration: Low energy strategies for larger buildings, Architectural Press, Burlington 2009.

17

18

Jacek Jemielity / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk Ksawery Opala / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk

Autorzy / Biografie

Jacek Jemielity Gdańsk / Polska

Ksawery Opala Gdańsk / Polska

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej, magister inżynier specjalności automatyka i metrologia elektryczna. W latach 1989–1993 zatrudniony jako asystent na Politechnice Gdańskiej, gdzie zajmował się metrologią wielkości nieelektrycznych. Od 1993 roku pracuje jako asystent w gdańskim oddziale Instytutu Energetyki. Zajmuje się automatyką systemową regulacji napięcia, rozwojem algorytmów i ich techniczną realizacją.

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2001). Obecnie zatrudniony jest w Instytucie Energetyki O/Gdańsk na stanowisku asystenta.

Obszar zainteresowań naukowych to: automatyka regulacyjna ARNE i ARST, obszarowa regulacja napięcia i mocy biernej, analiza stanu pracy sieci EE i obliczenia rozpływowe.

Metoda oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej uwzględniająca działanie automatyki regulacyjnej

METODA OCENY SYTUACJI NAPIĘCIOWEJ W SIECI PRZESYŁOWEJ UWZGLĘDNIAJĄCA DZIAŁANIE AUTOMATYKI REGULACYJNEJ mgr inż. Jacek Jemielity / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk mgr inż. Ksawery Opala / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk

1. WSTĘP . PRZEGLĄD PRAKTYCZNYCH METOD OCENY SYTUACJI NAPIĘCIOWEJ W SIECI PRZESYŁOWEJ Większość z awarii systemowych, niezależnie od przyczyny ich powstania, ulega dalszemu rozwojowi w wyniku utraty zapasu stabilności napięciowej. W związku z powyższym już w latach 90. zaczęto stosować i rozwijać różne metody oceny sytuacji napięciowej, mające na celu informowanie operatora o zapasie stabilności systemu.

Istnieje wiele metod i wskaźników badania stabilności napięciowej. Różnią się one sposobem prowadzenia obliczeń, a co za tym idzie uzyskiwanymi rezultatami. W wyniku zastosowania danej metody można otrzymać wyniki dotyczące stabilności napięciowej poszczególnych węzłów lub stabilności obszarów. Niektóre z metod pozwalają na wyznaczenie zapasu stabilności, inne zaś definiują zapas stabilności w sposób pośredni. Wiele metod wiąże się z wykonaniem wielowariantowych obliczeń i wymaga przeprowadzenia żmudnej analizy otrzymanych wyników.

Stosowanymi w praktyce metodami oceny bezpieczeństwa napięciowego sieci elektroenergetycznej są: analiza modalna, metoda krzywych nosowych QV i PV oraz metoda kontynuacji. Metody te oparte są na standardowych obliczeniach rozpływowych i w związku z tym wymagają aktualnego modelu sieci przesyłowej oraz dystrybucyjnej. Są one czasochłonne i jedynie metoda kontynuacji, jako pewne uproszczenie metody krzywych QV i PV, może być stosowana do wyznaczania w trybie quasi on-line, zapasu stabilności napięciowej w systemie.

Kompendium wiedzy na ten temat zawiera opracowanie [1].

W dotychczasowej praktyce operatorskiej stosuje się kilka wskaźników pomocnych w pośredniej ocenie zapasu stabilności systemu. Jednym z nich jest wskaźnik rezerw mocy biernej (dla generatorów, baterii kondensatorów itd.), stosowany m.in. w systemie BPA w Ameryce Północnej [2]. Wskaźnik ten monitoruje na bieżąco sumaryczny zakres dostępnych rezerw w systemie. Podobny wskaźnik Voltage Stability Index (VSI) zastosowano we włoskim systemie ENEL [3]. Wskaźnik jest wzbogacony o czynnik uwzględniający pochodną zmian dostępnych rezerw mocy biernej.  q (t ) VSI i (t )  qi (t )  � i (1) t gdzie: q1(t) – chwilowy poziom generacji mocy biernej ρ – współczynnik wagowy

Streszczenie W ODM Bydgoszcz wdrożono wybrane funkcje Systemu Obszarowej Regulacji Napięcia (SORN), w którym zastosowano opisaną w artykule metodę oceny sytuacji napięciowej. Opracowany w systemie SORN sposób zautomatyzowanego nadzoru nad pracą układów regulacji ARNE i ARST ma na celu wspomaganie dyspozytorów w ocenie bieżącego stanu regulacji, wykrywaniu stanu zagrożenia i przeciwdziałaniu skutkom awarii systemowych. Cel ten został osiągnięty przez zastosowanie metody oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej, w której wykorzystano znormalizowane wskaźniki liczbowe opisujące punkt pracy węzłów regulacyjnych. W dalszej kolejności zastosowano analizę trendu zmian tych wskaźników do

detekcji, z wyprzedzeniem czasowym niekorzystnych zmian w profilu napięciowym czy poziomie rezerw mocy biernej. W opisanej metodzie zaproponowano rozmyty system wnioskowania do generowania podpowiedzi dla dyspozytorów ODM. Realizowane obecnie ograniczone funkcje systemu SORN mają służyć poprawie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego, wykorzystując w tym celu istniejącą infrastrukturę układów regulacji ARNE i ARST. Łącznie z wprowadzanymi ostatnio modyfikacjami algorytmów układów ARST, system SORN ma przede wszystkim zapobiegać zagrożeniu pogłębienia lub przyspieszenia awarii napięciowej przez niezablokowaną w porę regulację transformatorową.

19

Jacek Jemielity / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk Ksawery Opala / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk

20

Wskaźniki tego rodzaju przypisane są osobno do każdego z podobszarów włoskiej sieci, którym wyznacza się tak zwany węzeł pilotujący – punkt odniesienia do regulacji napięcia obszaru. Dzięki temu uzyskano uwzględnienie lokalnego charakteru gospodarki mocą bierną.

Innym ciekawym wskaźnikiem do przybliżonej oceny zapasu stabilności jest wskaźnik napięciowy Li [4], liczony dla każdego z węzłów sieci: Li 

Vi V0 i

(2)

gdzie: Vi – napięcie węzła i obliczone dla aktualnego modelu sieci V0i – napięcie węzła i przy rozpływie mocy dla zerowych odbiorów Nie informuje on o wartości zapasu stabilności napięciowej, jednak wskazuje konkretne węzły, które są podatne na utratę stabilności. Do wyznaczenia wskaźnika Li potrzebny jest model sieci, ale obliczenia są uproszczone – nie ma tu problemu z rozkładem dodatkowego obciążenia, jak w metodzie krzywych nosowych.

2. ZAŁOŻENIA DO METODY OCENY SYTUACJI NAPIĘCIOWEJ W SIECI PRZESYŁOWEJ ZINTEGROWANEJ Z AUTOMATYKĄ REGULACYJNĄ Opisana w artykule metoda została zaimplementowana do systemu SORN z uwzględnieniem specyfiki północnego obszaru KSE, podległego ODM Bydgoszcz. Sieć przesyłowa na tym obszarze posiada napięcia znamionowe 400 kV i 220 kV. W sieci pracują dwie elektrownie szczytowo-pompowe – Żarnowiec i Żydowo oraz łącze HVDC i 11 stacji elektroenergetycznych NN. Obie elektrownie wyposażone są w układy regulacyjne ARNE. W 10 stacjach NN pracują układy ARST, a 4 stacje wyposażone są w sterowane ręcznie baterie kondensatorów. Cechą charakterystyczną obszaru, z punktu widzenia praktyki operatorskiej, jest intensywne wykorzystywanie układów regulacji, które objawia się częstymi w ciągu doby korektami wartości zadanych dla regulatorów.

Niedostępność na bieżąco pełnego modelu sieci dla ODM Bydgoszcz (brak pomiarów z sieci 110 kV) ogranicza praktyczne zastosowanie znanych metod wyznaczania zapasu stabilności napięciowej w trybie bezpośrednim on-line. W związku z tym, że tylko jedna elektrownia Żarnowiec może praktycznie wpływać na poziom napięcia obszaru ODM, wskaźnik typu (1), uwzględniający zapas regulacji mocy biernej tej elektrowni, jest naturalnym sposobem oceny sytuacji napięciowej obszaru ODM. Podczas projektowania systemu SORN dla ODM Bydgoszcz postanowiono skupić się na automatycznym nadzorze nad pracą układów regulacji napięcia, w celu zwiększenia bezpieczeństwa korzystania z nich w warunkach zagrożenia awarią o charakterze napięciowym.

3. WSKAŹNIKI BEZPIECZEŃSTWA NAPIĘCIOWEGO W celu ułatwienia obiektywnej oceny wielkości monitorowanych w ramach systemu SORN zaproponowano trzy bezwymiarowe wskaźniki bezpieczeństwa napięciowego: 1. WQ – wskaźnik wykorzystania zakresu regulacji mocy biernej w elektrowniach 2. WU – wskaźnik napięciowy dla węzłów wytwórczych i przesyłowych, określający odchyłkę od pożądanego profilu napięciowego 3. WZ – wskaźnik wykorzystania zakresu regulacji przekładni transformatorów.

Pracujące układy wtórnej regulacji, zgodnie z przyjętymi kryteriami regulacji i nastawieniami, automatycznie reagują na zmiany obciążenia oraz zakłócenia w pracy systemu elektroenergetycznego. Wskaźniki WQ, WU i WZ powinny umożliwić ocenę zarówno bieżącej wartości monitorowanych wielkości, jak i przewidywanej zmiany tych wartości w horyzoncie czasowym rzędu od kilku do kilkunastu minut. Ważny jest zatem rejestrowany na bieżąco przebieg zmian wskaźnika i wyznaczony z niego trend zmian. Wskaźniki bezpieczeństwa, obliczane z uwzględnieniem trendu zmian, osiągają z wyprzedzeniem wartości kryterialne W = 1 lub W = -1, dając w ten sposób czas na odpowiednią reakcję dyspozytora.

Traktując przebieg wskaźnika, wyznaczony na podstawie chwilowych wartości monitorowanych wielkości, jako proces losowy, wartość wskaźnika W z uwzględnieniem trendu zmian jest wyznaczana jako suma dwóch składników:

Metoda oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej uwzględniająca działanie automatyki regulacyjnej

W = w(t) + Δw(t)

(3)

gdzie: w(t) – estymowana wartość wskaźnika na podstawie przebiegu do chwili t Δw(t) – przyrost wartości wynikający z kontynuacji trendu zmian do chwili t, o ile taki trend istnieje, tj. ma odpowiednio wysoki współczynnik determinacji.

Ponieważ składnik w(t) we wzorze (3) jest wartością estymowaną, więc powoduje uśrednienie i wygładzenie przebiegu wskaźnika W – uwalnia go od wpływu chwilowych zakłóceń. Z kolei składnik przyrostowy Δw(t) reprezentuje dynamikę zmian, w tym wywołaną przez działanie układu regulacji.

Z doświadczeń eksploatacyjnych systemu SORN wynika, że wyznaczenie trendu musi przebiegać ze zmiennym horyzontem czasowym, dostosowanym do kształtu przebiegu. Zakładamy, że w (3) przewidywany przyrost Δw(t) wystąpi dla przedziału czasowego, dla którego wyznaczono najbardziej wiarygodny trend. Na rys. 1 pokazano dwa przebiegi: przebieg testowy napięcia (Napięcie U) oraz przewidywaną wartość tego napięcia wyznaczoną na podstawie analizy ostatnich 20 min przebiegu testowego (U + trend). Przebiegi na rysunku stanowią ilustrację działania zastosowanego algorytmu analizy trendu.

Rys. 1. Ilustracja działania algorytmu analizy trendu

Na rysunku w odcinkach A-B i C -D algorytm ten przyjmuje coraz dłuższy przedział czasowy jako bazę do obliczenia trendu zmian – stąd przewidywana zmiana napięcia zwiększa się. Gwarantuje to wykrycie powolnych zmian sygnału trwających kilkanaście, kilkadziesiąt minut. W odcinkach czasowych B-C i D-E, po skokowej zmianie pochodnej przebiegu testowego, następuje szybka korekta – algorytm znajduje jako bardziej wiarygodny trend wyznaczony na podstawie tylko ostatnich próbek sygnału testowego.

3.1. Wskaźnik wykorzystania zakresu regulacji mocy biernej WQ Zjawisku niestabilności napięciowej towarzyszy często, choć nie zawsze, wcześniejsze wyczerpanie się zakresu regulacji mocy biernej jednostek wytwórczych. Monitorowanie poziomu rezerw mocy biernej jest podstawową funkcją systemów monitorowania stabilności napięciowej. Proponowany wskaźnik wykorzystania zakresu regulacji mocy biernej jest znormalizowaną wielkością generacji mocy biernej, odniesioną do mocy biernej minimalnej Qmin. lub maksymalnej Qmaks. jednostek wytwórczych, pracujących na połączonych systemach szyn rozdzielni 400, 220 lub 110 kV. Jako poziom odniesienia proponowany jest środek zakresu regulacji. Wartość wskaźnika WQ określa wzór (4): WQ = q(t) + Δq(t)

(4)

21

Jacek Jemielity / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk Ksawery Opala / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk

22

gdzie: q(t) – estymowana wartość bieżąca znormalizowanej generacji mocy biernej, tj. wartości Q(t) w węźle wytwórczym, odniesiona do różnicy pomiędzy wartością ograniczenia mocy Qmin. lub Qmaks. a połową zakresu regulacji Δq(t) – przewidywany przyrost wskaźnika, o ile istniejący trend będzie kontynuowany:

q(t ) 

Q(t )  12 (Qmaks.  Qmin. ) 1 (Q 2 maks .  Qmin. )

dla Q(t )  1 2 (Qmaks.  Qmin. )

(5)

Tab. 1. Wartości kryterialne wskaźnika WQ Wartość WQ

-1,0 Maksymalne wykorzystanie zakresu mocy regulowanej pojemnościowej Q = Qmin.

Stan węzła

0,0 Środek zakresu regulacji mocy biernej (Qmin., Qmaks.)

1,0 Maksymalne wykorzystanie zakresu mocy regulowanej indukcyjnej Q = Qmaks.

3.2. Wskaźnik napięciowy WU Dla sieci przesyłowej przyjmuje się w danych warunkach optymalny profil napięcia – napięcie zadane dla układu wtórnej regulacji w połączonych systemach szyn. Proponowany wskaźnik napięciowy WU jest znormalizowaną odchyłką napięcia węzła od aktualnego napięcia zadanego, odniesioną do napięcia blokady nadnapięciowej lub podnapięciowej układu regulacji. Zaleta jego stosowania polega na powiązaniu wyliczonej wartości wskaźnika WU z aktualnymi nastawieniami (napięcie zadane) i parametrami (blokady) układu regulacji.

WU = u(t) + Δu(t)

(6)

gdzie: u(t) – estymowana wartość bieżąca znormalizowanej odchyłki napięcia odniesiona do wartości najbliższej blokady napięciowej Δu(t) – przewidywany przyrost wskaźnika, o ile istniejący trend będzie kontynuowany: u (t ) 

U (t )  U zad.

U BLN  U zad.

u (t ) 

U zad.  U (t ) U zad.  U BLP

u (t )  0

(7)

dla U (t )  U zad.

(8)

dla U (t )  U zad.

(9)

dla U (t )  U zad.

U – napięcie na połączonych systemach szyn Uzad. – napięcie zadane UBLP – napięcie blokady podnapięciowej UBLN – napięcie blokady nadnapięciowej Tab. 2. Wartości kryterialne wskaźnika WU Wartość WU Stan węzła

-1,0 Odchyłka napięcia na poziomie blokady podnapięciowej

0,0

1,0

Brak odchyłki napięcia od wartości zada- Odchyłka napięcia na poziomie blokady nej układu regulacji nadnapięciowej

Metoda oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej uwzględniająca działanie automatyki regulacyjnej

Dla sieci przesyłowej przyjmuje się dopuszczalne granice napięcia regulowanego dla rozdzielni. Większość układów regulacji transformatorowej ARST kontroluje napięcie w sieci 110 kV. Wskaźnik napięciowy dla strony 220 kV lub 400 kV transformatora należy wyznaczać, przeliczając wartość zadaną strony 110 kV proporcjonalnie do dopuszczalnych granic napięcia zadanego (rys. 2).

Uzad. min.

Uzad. maks.

Rys. 2. Sposób przeliczania wartości napięcia zadanego 110, 220 i 400 kV do wyznaczania wskaźnika Wu

Jeżeli układ regulacji kontroluje przepływ mocy biernej transformatora albo regulacja automatyczna jest zablokowana i odbywa się ręcznie, to w celu wyliczenia wskaźnika WU przyjmuje się dla strony 110 kV napięcie zadane równe mierzonemu – tak jakby regulacja napięcia właśnie się zakończyła. W takim wypadku wskaźnik WU = 0 (jeżeli nie uwzględnia się ewentualnego trendu zmian).

3.3. Wskaźnik wykorzystania zakresu regulacji transformatorów WZ Proponowany wskaźnik wykorzystania zakresu regulacji WZ transformatorów jest wskaźnikiem pomocniczym, którego idea polega na usprawnieniu obiektywnej oceny wpływu automatycznej regulacji transformatorowej na aktualny stan napięciowy. Wskaźnik WZ jest znormalizowanym odchyleniem położenia przełącznika zaczepów transformatora od „środkowego” zaczepu, przy którym zdefiniowana jest przekładnia znamionowa.

Jego wartości kryterialne WZ = 1 i WZ = -1 są osiągane w skrajnych zaczepach przełącznika transformatora, dla minimalnej i maksymalnej przekładni, niezależnie od wykonania transformatora1.

WZ = z(t) + Δz(t)

(10)

gdzie: z(t) – estymowana wartość znormalizowanej odchyłki zaczepu od położenia środkowego odniesiona do położenia zaczepu skrajnego Δz(t) – przewidywany przyrost wskaźnika, o ile istniejący trend będzie kontynuowany:

1 Stosowane są dwa rodzaje przełączników zaczepów: przekładnia rośnie albo maleje ze wzrastającym numerem zaczepu.

23

Jacek Jemielity / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk Ksawery Opala / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk

24 z (t ) 

Z (t )  Z 0 Z maks.  Z 0

dla Z (t )  Z 0

z (t ) 

Z 0  Z (t ) Z 0  Z min.

dla Z (t )  Z 0

z(t) = 0

(11)

(12)

dla Z(t) = Z0

(13)

gdzie: Z0 – środkowy zaczep Zmin. , Zmaks. – zaczepy skrajne Tab. 3. Wartości kryterialne wskaźnika WZ Wartość WZ Stan PZ

-1,0

0,0

Skrajny zaczep o minimalnym napię- Środkowy numer zaczepu, tj. położeciu strony 110 kV transformatora nie neutralne przełącznika zaczepów transformatora dla znamionowej przekładni

1,0 Skrajny zaczep o maksymalnym napięciu strony 110 kV transformatora

Wskaźnik WZ należy wyznaczać z pominięciem zwartych zaczepów, dla których przekładnia transformatora nie zmienia się.

3. 4. Monitorowanie stanu węzła za pomocą wskaźników Dzięki zastosowaniu znormalizowanych wskaźników powiązanych z układami regulacji analiza stanu węzła staje się prostsza. Można zauważyć, że: Jeżeli istnieje zapas mocy regulowanej Q jednostek wytwórczych, czyli gdy -1 < WQ < 1, to wskaźnik napięciowy WU dla rozdzielni będzie równy zero lub bliski zera (odchyłka napięcia w granicach strefy nieczułości regulacji). Jeżeli moc Q osiągnie wartość ograniczenia Qmin. lub Qmaks., wskaźnik napięciowy WU rozdzielni z generacją może zacząć się zmieniać.

Jeżeli układ regulacji otrzyma nową wartość zadaną, odpowiedni wskaźnik WU dla rozdzielni przejściowo będzie różny od zera. Jeżeli jednocześnie inne wskaźniki, tj. WQ, WU lub WZ nie osiągają wartości kryterialnych, stanowi to sygnał, że układ regulacji jest w trakcie regulacji (opóźnienie zadziałania).

Dla stacji z transformatorem 220/110 lub 400/110 kV/kV można zauważyć m.in., że: • Jeżeli układ regulacji prowadzi regulację napięcia 110 kV, to wskaźnik WU/110 dla rozdzielni 110 kV będzie zerowy (odchyłka w granicach strefy nieczułości regulacji), aż do osiągnięcia skrajnego zaczepu lub zablokowania regulacji z powodu np. zbyt niskiego napięcia 220 kV lub 400 kV. W takim przypadku WZ osiągnie wartość kryterialną 1 lub WU/220 albo WU/400 wartość -1.

• Przyjęcie wartości kryterialnych przez wskaźniki WU/220 lub WU/400 oraz WZ dla stacji transformatorowej może stanowić sygnał do zablokowania regulacji automatycznej układu ARST albo do zmiany kryterium lub korekty wartości zadanej.

Przedstawione wyżej zależności umożliwiły autorom realizację rozmytego systemu wnioskowania (ang.

Fuzzy Inference System [FIS]), generującego podpowiedzi dla dyspozytorów ODM. Systemy zbudowane na podstawie logiki rozmytej i tablic implikacji rozmytych są często wykorzystywane do budowy systemów eksperckich i baz wiedzy. Poniżej przedstawiono niezbędne podstawy teoretyczne metody oraz jej praktyczne zastosowanie w systemie SORN.

Metoda oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej uwzględniająca działanie automatyki regulacyjnej

4. ROZMYTY SYSTEM WNIOSKOWANIA OPARTY NA WSKAŹNIKACH WU, WQ, WZ Podstawą wnioskowania zastosowanego przez autorów, w odniesieniu do obszaru ODM Bydgoszcz są wartości wskaźników bezpieczeństwa WU i WZ, obliczone na podstawie danych z układów ARST, oraz wartość pomiaru napięcia 400 kV w SE Słupsk. Sygnały wyjściowe (podpowiedzi) dotyczą wartości napięć zadanych UDzad. (dla transformatorów pracujących w kryterium regulacji napięcia 110 kV) lub napięcia strony 110 kV (dla transformatorów w regulacji ręcznej) oraz załączenia bądź wyłączenia sekcji baterii.

W przypadku elektrowni na terenie ODM i w jego bezpośrednim sąsiedztwie zastosowano monitorowanie wskaźników WQ. W elektrowni Żarnowiec wykorzystano wartość wskaźnika do generowania podpowiedzi dotyczących wykorzystania baterii kondensatorów łącza HVDC w SE Słupsk.

4.1. Podstawy teoretyczne metody zbiorów rozmytych w systemach sterowania i eksperckich Systemy rozmyte są automatami wykorzystującymi prawa logiki rozmytej w celu podjęcia decyzji w warunkach niepewności, przykładowo przy braku dokładnego modelu matematycznego badanego zjawiska lub gdy model jest zbyt złożony [5]. Automat taki ma pewną bazę wiedzy w postaci zbioru reguł wnioskowania, które pochodzą od eksperta tworzącego system. Efektywność rozmytego systemu wnioskowania zależy głównie od jakości wiedzy eksperta, a w drugiej kolejności od poprawności jej zamodelowania za pomocą logiki rozmytej.

Typowy proces wnioskowania rozmytego zachodzi w trzech etapach: 1. Rozmywanie wartości wejściowych, czyli konwersja rzeczywistych wartości sygnałów wejściowych na zmienne lingwistyczne.

2. Zastosowanie implikacji rozmytych, czyli analiza zdefiniowanego wcześniej zbioru relacji pomiędzy rozmytymi terminami lingwistycznymi sygnałów wejściowych i sygnałem wyjściowym.

3. Precyzowanie, inaczej wyostrzanie wielkości wyjściowej, czyli konwersja rozmytej wartości sygnału wyjściowego na konkretną wartość.

Na rys. 3 przedstawiono w znacznym uproszczeniu schemat ideowy rozmytego systemu wnioskowania zastosowanego w systemie SORN. Mamy tu trzy zmienne lingwistyczne wejściowe WQ, WU i WZ, które przetwarzane są na zbiory rozmyte, stanowiące przesłanki do reguł wnioskowania zawartych w bazie reguł. Na wyjściu otrzymujemy zmienne lingwistyczne wyjściowe – podpowiedzi systemu: • analogowe (sugerowane napięcia 110 kV) • dwustanowe (sygnalizacja ostrzegawcza i alarmowa oraz podpowiedzi dyskretne dotyczące sterowania bateriami kondensatorów i przełączaniem trybów pracy układów ARST).

Jeżeli..., to...

Jeżeli..., to...

Jeżeli..., to... ... ... ...

Jeżeli..., to...

Rys. 3. Schemat ideowy rozmytego systemu wnioskowania

Rozmyty system wnioskowania generuje na swoim wyjściu pojedynczą liczbę – wynik działania bloku precyzowania sygnałów wyjściowych. Autorzy starali się uzyskać efekt odtworzenia działań intuicyjnych podejmowanych przez dyspozytora. Działanie systemu było testowane na przebiegach rzeczywistych, zarejestrowanych w ciągu tygodnia przed i w dniu znanej awarii 26.06.2006.

25

Jacek Jemielity / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk Ksawery Opala / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk

26

4.2. Rozmycie sygnałów wejściowych W przypadku wartości wskaźników WU strony dolnego i górnego napięcia transformatora (odpowiednio WUD i WUG) przyjęto pięć wyrażeń lingwistycznych, określających zakresy wartości wskaźników: bardzo niski, niski, średni, wysoki, bardzo wysoki. Poniżej, na rys. 4, przedstawiono opisane wyrażenia i odpowiadające im zakresy wskaźnika WU jako funkcje przynależności zbiorów rozmytych odpowiadających zmiennej lingwistycznej opisującej wskaźnik WU. W przypadku wskaźnika bezpieczeństwa WQ elektrowni przyjęto trzy wyrażenia lingwistyczne określające zakresy wartości wskaźnika (rys. 5): niski, średni, wysoki.

Należy zwrócić uwagę, że dzięki przyjęciu odpowiedniej postaci wskaźników bezpieczeństwa, powiązanych z blokadami i wartościami zadanymi układów regulacji, rozmycie sygnałów wejściowych układu wnioskowania jest stałe dla zmieniających się warunków pracy systemu. Na przykład przyjęcie nowego profilu napięciowego dla niepełnej konfiguracji sieci powoduje w naturalny sposób przeskalowanie wskaźników WU i przygotowane reguły wnioskowania pozostają w mocy.

Rys. 4. Przykład funkcji przynależności wskaźnika WU

Rys. 5. Przykładowe rozmycie wielkości wskaźnika WQ elektrowni

4.3. Reguły wnioskowania dla stacji transformatorowej Dla transformatorów pracujących w sieci przesyłowej, gdy układ regulacji ARST pracuje w kryterium D2, przyjęto regułę, że wielkością sterującą będzie dolne napięcie zadane 110 kV – UDzad. W przypadku wyłączenia układu regulacji wielkością sterującą będzie po prostu napięcie 110 kV – UD. Po procesie precyzowania sygnału wyjściowego generowana jest podpowiedź adekwatna do bieżącego stanu pracy układu ARST, o ile realizacja tej podpowiedzi wymaga zmiany położenia przełącznika zaczepów. W tab. 4 przedstawiono zbiór reguł zależnych od zmiennych wejściowych WUD i WUG. Tab. 4. Zasady wnioskowania stosowane przy wyznaczaniu podpowiedzi dotyczących UDzad. dla typowej stacji transformatorowej WUG

b. niski

niski

średni

wysoki

b. wysoki

b. niski

0

0

2

2

2

niski

0

0

1

1

2

średni

-2

-1

0

1

2

wysoki

-2

-1

-1

0

0

b. wysoki

-2

-2

-2

0

0

WUD

W procesie precyzowania sygnału wyjściowego wartości {-2, -1, 0, 1, 2} będą konwertowane na napięcie zadane z zakresu < UDzad_min., UDzad_maks. > (rys. 2).

2 Kryterium D – regulacja napięcia strony niższego napięcia transformatora.

Metoda oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej uwzględniająca działanie automatyki regulacyjnej

27

4.3.1. Stacja transformatorowa – rozpoznawanie stanów awaryjnych Najprostszą detekcję stanów awaryjnych w sieci elektroenergetycznej przeprowadzić można z wykorzystaniem tab. 5. Poniżej przedstawiono kombinacje współczynników WUD i WUG jednoznacznie przewidujące wystąpienie problemów napięciowych w danej stacji transformatorowej i jej najbliższym otoczeniu.

Tab. 5. Zasady wnioskowania stosowane przy wyznaczaniu podpowiedzi dotyczących stanów awaryjnych dla typowej stacji transformatorowej WUG b. niski

WUD b. niski

niski

średni

-2

niski średni

0

1

0

b. wysoki

b. wysoki

0

-1

wysoki

wysoki

2

Gdzie sygnały wyjściowe oznaczają: –2

obszar zbyt niskich napięć, świadczący o deficycie mocy w danym punkcie zasilania

2

obszar zbyt wysokich napięć, świadczący o nadmiarze mocy w danym punkcie zasilania

–1

obszar zbyt niskich napięć, świadczący o możliwym zbliżaniu się awarii systemowej (lawinie napięć)

1

obszar zbyt wysokich napięć, świadczący o możliwym zbliżaniu się awarii systemowej

0

obszar normalnej pracy automatyki ARST w danej stacji

0

obszar, w którym stan ARST jest niejednoznaczny (np. po zmianie wartości zadanej).

4.3.2. Stacja transformatorowa z baterią kondensatorów W przypadku stacji z zainstalowaną baterią kondensatorów zbiór wielkości wejściowych zawarty w tab. 4 jest nadal aktualny. W tab. 6 wprowadzono dodatkowe wnioskowanie dotyczące załączenia lub wyłączenia baterii kondensatorów.

Tab. 6. Zasady wnioskowania dla stacji transformatorowej z baterią kondensatorów WUG b. niski

niski

średni

wysoki

b. wysoki

b. niski

2

2

2

0

0

niski

2

1

1

0

0

średni

2

1

0

-1

-2

wysoki

0

0

-1

-1

-2

b. wysoki

0

0

-2

-2

-2

WUD

Gdzie sygnały wyjściowe oznaczają: 2 – załącz wszystkie sekcje 1 – załącz sekcję 0 – bez zmian –1 – wyłącz sekcję –2 – wyłącz wszystkie sekcje.

Podpowiedź dotycząca sterowania baterią kondensatorów jest tak długo aktywna, dopóki nie zmienią się wartości sygnałów wejściowych. Efekt regulacyjny jest w tym wypadku natychmiastowy i powinien wpływać na sygnały wejściowe metody wnioskowania.

Jacek Jemielity / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk Ksawery Opala / Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk

28

4.3.3. Stacja Słupsk SLK – szczególny przypadek stacji z baterią kondensatorów Stacja SLK różni się od innych stacji przede wszystkim tym, że do jej rozdzielni 400 kV przyłączone jest łącze HVDC i nie jest wyposażona w układ regulacji ARST. Nie liczy się dla niej wskaźników WUD, WUG oraz WZ. W związku z powyższym opracowano osobną tabelę wnioskowania rozmytego. Praca baterii kondensatorów w SE SLK (2 x 95 Mvar oraz filtr 95 Mvar) jest silnie skorelowana z pracą elektrowni Żarnowiec (generacją mocy biernej). W związku z tym jako zmienne wejściowe przyjęto napięcie na rozdzielni 400 kV w stacji SLK oraz wskaźnik WQ elektrowni Żarnowiec.

Moment załączenia lub wyłączenia baterii kondensatorów musi uwzględniać stan pracy łącza HVDC. Podczas importowania lub eksportowania mocy, na każde 200 MW mocy przepływające łączem HVDC rezerwowane jest ok. 80 Mvar mocy biernej. Przy braku przesyłu mocy łączem HVDC pracą baterii można sterować jak w typowych stacjach. W związku z powyższym po załączeniu filtra praktyczna regulacja napięcia za pomocą obu baterii jest możliwa tylko przy przesyle mocy w granicach -200 MW < PHVDC < 200 MW. Dla innych wartości przesyłu podpowiedzi nie są generowane. Na podstawie dotychczasowej praktyki eksploatacyjnej przyjęto, że w przypadku osiągnięcia poziomu SLK400 > 419 kV wyłącza się jedną z baterii lub gdy żadna z nich nie pracuje – załącza się dławik. Natomiast gdy napięcie SLK400 < 391 kV, dokonuje się załączenia jednej z baterii. Dodatkowo przed załączeniem baterii zwykle obniża się o kilka kV napięcie zadane w elektrowni Żarnowiec.

Poniżej w tab. 7 zaprezentowano reguły wnioskowania przyjęte do sterowania pracą baterii kondensatorów w stacji SLK. Tab. 7. Reguły wnioskowania dla pracy baterii w SE SLK L.p.

SLK – HVDC

SLK400

ZRC – WQ

Wynik

1

niskie

2

średnie

3

wysokie

wyłącz baterię

niskie

załącz baterię

4 5 6

-200 MW < PHVDC < 200 MW

średnie

załącz baterię niski

średni

bez zmian

bez zmian

wysokie

wyłącz baterię

7

niskie

załącz baterię

8

średnie

9

wysokie

wysoki

załącz baterię bez zmian

4.3. 4. Stacje przy elektrowniach Na obszarze ODM Bydgoszcz istnieją dwie tego typu stacje – ZRC i ZYD. W obu stacjach wszystkie bloki generacyjne przyłączone są do jednej rozdzielni. W układach ARNE sterowanie generacją mocy biernej odbywa się poprzez zadawanie napięcia na rozdzielni, do której generacja ta jest przyłączona. W stacji ZRC układ ARNE utrzymuje napięcie UG – 400 kV, a w ZYD napięcie UD – 110 kV. Napięcie zadane dla obu układów ARNE będzie niedotrzymane jedynie po osiągnięciu przez generatory ograniczeń na generację mocy biernej. W związku z powyższym zaproponowano monitorowanie wskaźników WQ obu elektrowni. Wskaźniki te określają przewidywany zakres regulacji i dostarczają wystarczających informacji do oceny stanu pracy elektrowni z punktu widzenia generacji mocy biernej. W systemie SORN wskaźniki prezentowane są na wyświetlaczu z dwoma wskazówkami (rys. 6). Wskazówka czarna pokazuje aktualną wartość wskaźnika, a czerwona wartość WQ, wynikającą z wyliczanego na bieżąco trendu.

Metoda oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej uwzględniająca działanie automatyki regulacyjnej

Rys. 6. Wyświetlacz wartości WQ w stacji ZRC

5. PODSUMOWANIE Przedstawiona metoda oceny sytuacji napięciowej w sieci przesyłowej pozwala na identyfikację stanów awaryjnych oraz generowanie podpowiedzi dla dyspozytorów, mające na celu minimalizowanie skutków awarii.

Niewątpliwą zaletą metody jest możliwość jej zastosowania na podstawie pomiarów z sieci przesyłowej, bez konieczności tworzenia aktualnego modelu sieci. Dodatkowym atutem metody jest zastosowanie bezwymiarowych wskaźników bezpieczeństwa, uwzględniających po pierwsze – stan pracy i nastawy układów regulacji napięcia ARNE i ARST, a po drugie – trend zachodzących zmian w systemie elektroenergetycznym. Metoda została zastosowana w systemie SORN pracującym w ODM Bydgoszcz. Analiza efektów działania metody, po roku od jej wdrożenia, pozwala autorom potwierdzić jej skuteczność. Wyniki dokładnych analiz rejestracji działania systemu SORN z dłuższego okresu czasu zostaną przedstawione w późniejszym terminie.

BIBLIOGRAFIA 1. IEEE/PES Power System Stability Subcommittee Special Publication, Voltage stability assessment, procedures and guides, January 2001.

2. Taylor C.W., Ramanathan R., BPA Reactive Power Monitoring and Control following the August 10, 1996 Power Failure, Invited paper, VI Symposium of Specialists in Electric Operational and Expansion Planning, Salvador, Brazil, 24–29 May 1998.

3. Corsi S., Pozzi M., Bazzi U., Moncenigo M., Marannino P., A simple Real-time and on-line voltage stability index under test in Italian Secondary Voltage Regulation, Paris, Cigre session 2000.

4. Hatziargyrion N.D., Cutsem T. van (red.), Indices predicting voltage collapse including dynamic phenomena, technical report TF 38-02011, Cigre session 1994.

5. National Instruments, LabView – PID and Fuzy Logic Toolkit User Manual, June 2009.

29

30

Krzysztof Krasowski / ENERGA Kogeneracja sp. z o.o., Elbląg Janusz Tadeusz Cieśliński / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Krzysztof Krasowski Elbląg / Polska

Janusz Tadeusz Cieśliński Gdańsk / Polska

Absolwent Państwowej Wyższej Szkoły Zawodowej w Elblągu (2003) oraz Wydziału Mechanicznego Politechniki Gdańskiej (2006). W roku 2009 uzyskał tytuł doktora nauk technicznych na Politechnice Gdańskiej w dziedzinie wymiany i wymienników ciepła. W latach 2004–2008 pracownik Wydziału Mechanicznego Politechniki Gdańskiej. W roku 2008 zatrudniony w Energa Kogeneracja sp. z o.o. w Elblągu na stanowisku dyżurnego inżyniera ruchu. Od roku 2010 sprawuje funkcję dyrektora ds. inwestycji i rozwoju.

Kierownik Zakładu Ekoinżynierii i Silników Spalinowych na Wydziale Mechanicznym Politechniki Gdańskiej oraz prof. nadzw. PWSZ w Elblągu. Jest specjalistą w dziedzinie termodynamiki, wymiany i wymienników ciepła, przepływów wielofazowych, aparatury procesowej, niekonwencjonalnych źródeł i systemów konwersji energii oraz inżynierii ochrony środowiska.

Od 2002 roku redaktor publikacji naukowych Komitetu Redakcyjnego Wydawnictw PG. Członek Sekcji Termodynamiki KTiS PAN oraz Sekcji Mechaniki Płynów Komitetu Mechaniki PAN. Konsultant naukowy czasopisma „Technika Chłodnicza i Klimatyzacyjna. Niekonwencjonalne Źródła Energii”.

W latach 2002–2008 prodziekan ds. nauki Wydziału Mechanicznego PG. Promotor sześciu zakończonych przewodów doktorskich. Osoba kontaktowa w Programie ERASMUS z TU München, TU Berlin, Universität Erlangen-Nürnbergoraz FH Stralsund.

Przewodniczący, sekretarz lub członek 22 komitetów organizacyjnych krajowych i zagranicznych konferencji naukowych. Uczestnik staży naukowo-badawczych w licznych ośrodkach zagranicznych. Autor lub współautor ponad 200 publikacji naukowych.

Badania przejmowania ciepła podczas wrzenia na pęku rur ogrzewanych elektrycznie

BADANIA PRZEJMOWANIA CIEPŁA PODCZAS WRZENIA NA PĘKU RUR OGRZEWANYCH ELEKTRYCZNIE dr inż. Krzysztof Krasowski / ENERGA Kogeneracja sp. z o.o., Elbląg prof. dr hab. inż. Janusz T. Cieśliński / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Proces wrzenia na pęku rur występuje w wielu aparatach przemysłowych, takich jak wyparki, warniki czy parowniki zalane. Wrzenie pojawia się także w parownikach chłodziarek absorpcyjnych, wykorzystywanych w układach poligeneracyjnych, jednocześnie wytwarzających energię cieplną, elektryczną oraz dodatkowo chłód, otrzymywany dzięki chłodziarce (sprężarkowej bądź absorpcyjnej).

Dotychczasowe badania wrzenia na pęku rur wskazują, że charakterystyki cieplne poszczególnych rurek w pęku bardzo odbiegają od tych otrzymanych dla pojedynczej rurki, ze względu na silne oddziaływanie pęcherzyków parowych generowanych na niższych rzędach rurek. Poza tym stwierdzono duży wpływ geometrii układu pęku rur, w tym oddziaływania płaszcza wymiennika oraz hydrodynamiki przepływu na przekazywanie ciepła w pęku. Dotychczas niewiele jest danych dotyczących lokalnych, tj. odnoszących się do pojedynczych rurek w pęku, współczynników przejmowania ciepła.

Marto i Anderson [1] zastosowali w badaniach pęk 15 miedzianych rur, z których tylko 10 było ogrzewanych. Stosunek podziałki do średnicy rurki wynosił 1,2. Cieczą badaną był czynnik chłodniczy R113. Badania przeprowadzono przy ciśnieniu atmosferycznym. Badacze ustalili, że najniższy współczynnik przejmowania ciepła występował na dolnym rzędzie rur, które intensyfikowały przejmowanie ciepła na wyższych rzędach jedynie przy małych wartościach gęstości strumienia ciepła. Wartość współczynnika intensyfikacji pęku zależała od gęstości strumienia ciepła i liczby rur w pęku. Z badań wynika również, że największy wpływ na intensyfikację przejmowania ciepła na danej rurce ma rurka leżąca tuż pod nią. Zjawisko to ujmuje współczynnik wpływu pęku (bundle effect – [2]), który jest zdefiniowany jako stosunek współczynnika przejmowania ciepła dla najwyżej położonej rurki w pęku, przy ogrzewanych rurkach położonych poniżej, do współczynnika przejmowania ciepła dla tej samej rurki, lecz nieogrzewanych rurkach położonych poniżej.

Qiu i Liu [3] określali wpływ odstępu pomiędzy rurkami i ciśnienia na intensyfikację przekazywania ciepła w pęku 18 (3x6) polerowanych rurek z miedzi o średnicy 18 mm, ogrzewanych grzejnikami patronowymi. Układ rurek był przestawiony. Badacze stwierdzili, że dla podziałki 0,3 mm intensyfikacja przekazywania ciepła w pęku była najwyższa. Dla podziałki 0,3 mm położenie rurki w pęku nie miało znaczenia na rejestrowane współczynniki przejmowania ciepła. Dla podziałki większej niż 1 mm wpływ ciśnienia na przenoszony strumień ciepła był pomijalnie mały.

Gupta i in. [4] badali wrzenie wody przy ciśnieniu atmosferycznym na gładkich rurkach ze stali nierdzewnej o średnicy 19,05 mm, ogrzewanych elektrycznie. Rurki (dwie lub trzy) ułożone były jedna nad drugą przy stosunku podziałki (s) do średnicy rurki (d) wynoszącym od 1,5 do 6,0. Gęstość strumienia masy wody w stanie nasycenia dopływającej do zbiornika zmieniała się w granicach G = 0÷10 kgm-2s-1. W ten sposób symulowano pracę zarówno parownika zalanego (G = 0), jak i wyparki (G > 0). Badacze ustalili, że współczynnik przejmowania ciepła na najniższej rurce nie zależał od obecności rurek powyżej. Poza tym najwyższy współczynnik przejmo-

Streszczenie W pracy przedstawiono wyniki badań eksperymentalnych wrzenia wody, metanolu i czynnika chłodniczego R141b na poziomym pęku rur gładkich, który w zamierzeniu ma reprezentować fragment parownika zalanego.

Badania przeprowadzono dla pęku 19 rurek w układzie trójkątnym, dla dwóch stosunków podziałki do średnicy rurki, równych 1,7 oraz 2,0, w warunkach ciśnienia atmosferycznego i przy podciśnieniu. Wyznaczono zarówno

lokalne – w odniesieniu do pojedynczej rurki w pęku, jak i średnie (dla całego pęku rur) współczynniki przejmowania ciepła. Wizualizację wrzenia na pęku rur przeprowadzono za pomocą kamery CCD, przy zastosowaniu techniki laserowego noża świetlnego.

Przedstawiono propozycję równania korelacyjnego do obliczania średniego współczynnika przejmowania ciepła dla wrzenia na pęku rur gładkich.

31

32

Krzysztof Krasowski / ENERGA Kogeneracja sp. z o.o., Elbląg Janusz Tadeusz Cieśliński / Politechnika Gdańska

wania ciepła (o 100% wyższy niż dla najniższej rurki) otrzymano na najwyższej rurce w układzie trzech rurek i co ciekawe – dla wrzenia w dużej objętości (G = 0).

Kumar i in. [5] badali wrzenie wody destylowanej w warunkach podciśnienia (35÷97,5 kPa), na dwóch gładkich rurkach miedzianych o średnicy 32 mm, ułożonych jedna nad drugą, ogrzewanych grzejnikami patronowymi. Porównując otrzymane wyniki z wynikami innych autorów, nie zauważono istotnego wpływu materiału rurki na uzyskiwane współczynniki przejmowania ciepła.

Leong i Cornwell [6] testowali ogrzewany elektrycznie pęk składający się z 241 rur. Układ symulował parownik zalany. Badania przeprowadzone były z zastosowaniem czynnika R113, przy ciśnieniu atmosferycznym, dla rurek o średnicy zewnętrznej 19,05 mm i podziałki (w układzie kwadratowym) równej 25, 4 mm. Współczynniki przejmowania ciepła na dole pęku okazały się być zbliżone do tych, jakie osiągane były dla pojedynczej rurki, natomiast na górnych rzędach były znacznie wyższe.

Gupta [7] przeprowadził doświadczenia związane z wymianą ciepła dla wrzenia wody destylowanej, przy ciśnieniu atmosferycznym w pęku umieszczonym w zbiorniku o dużej objętości, składającym się z 15 rurek (3x5) w układzie liniowym, przy stosunku podziałki (s) do średnicy rurki (d) równym s/d = 1,5. Badania prowadzono dla zakresu gęstości strumienia ciepła 10÷40 kW/m2, przy gęstościach strumienia masy 0÷10 kg/m2s. Pęk wykonano z rurek ze stali nierdzewnej o średnicy 19,05 mm i długości efektywnej 190 mm. Rurki ogrzewano elektrycznie.

Wyniki Gupty wskazują na wyraźne różnice w osiąganych współczynnikach przejmowania ciepła dla poszczególnych rzędów rur – od najniższej wartości dla rzędu dolnego do najwyższej wartości dla rzędu górnego.

Wartość maksymalna współczynnika przejmowania ciepła dla rurki położonej najwyżej w kolumnie środkowej była siedmiokrotnie wyższa od współczynnika przejmowania ciepła dla rurki położonej najniżej w tym samym rzędzie, przy wrzeniu w objętości i tej samej gęstości strumienia ciepła wynoszącej 23 kW/m2. Podobną zależność współczynnika przejmowania ciepła uzyskał Gupta dla rurek w bocznych kolumnach, jednak wtedy wzrost wartości współczynnika przejmowania ciepła dla rurki najwyżej położonej w porównaniu z rurką w rzędzie najniższym nie przekraczał 300%.

Przepływy dwufazowe, zachodzące podczas wrzenia na pęku rur, zależą od wielu czynników, m.in. gęstości strumienia ciepła, właściwości cieczy, ciśnienia, rodzaju powierzchni rurki czy też sposobu rozmieszczenia rurek i podziałki. Niemniej jednak współczynnik przejmowania ciepła dla pęku rur ma zazwyczaj wartość wyższą niż dla pojedynczej rurki w tych samych warunkach. Zjawisko to ujmuje współczynnik intensyfikacji pęku (bundle factor – [2]), zdefiniowany jako stosunek średniego współczynnika przejmowania ciepła dla całego pęku do średniego współczynnika przejmowania ciepła dla pojedynczej rurki.

Webb i in. [8] podkreślają, że mechanizm przenoszenia ciepła w zalanych parownikach jest inny niż w wyparkach, co wynika z odmiennego układu rurek stosowanego w zalanych parownikach, który ogranicza konwekcję swobodną, a także z faktu, że na wlocie do parownika zalanego stopień suchości pary może wynosić nawet do 15%. Niezwykle trudne jest także wykorzystanie wyników badań przeprowadzonych z wykorzystaniem określonego pęku rur, rodzaju cieczy i warunków procesu dla innego przypadku. Próby teoretycznego opisu tego procesu i jego modelowania napotykają na wiele trudności. Do obliczeń wykorzystuje się zatem różnego rodzaju korelacje empiryczne bądź półempiryczne, w których występują wielkości stałe, wymagające eksperymentalnego wyznaczenia ich wartości.

Zagadnieniem kluczowym w obliczaniu współczynnika przejmowania ciepła jest poprawne określenie temperatury zewnętrznej powierzchni rurki. Na pomiar ten, niezwykle trudny w realizacji, ma wpływ zarówno budowa samej sekcji grzejnej, jak i systemu zasilania i regulacji mocy oraz akwizycji danych pomiarowych. Z tego względu w pracy przedstawiono budowę układu pozwalającego na jednoczesny odczyt i archiwizację wyników pomiarów wrzenia na poziomym pęku rur, charakteryzującego się dużą dokładnością zarówno regulacji mocy, jak i pomiaru. Na podstawie danych eksperymentalnych, z których część przestawiono w pracy, zaproponowano równanie korelacyjne w postaci zależności liczby Nusselta w funkcji liczby wrzenia, liczby Prandtla i parametrów geometrycznych pęku rur, do obliczania średniego współczynnika przejmowania ciepła dla wrzenia na pęku rur z powłoką porowatą.

Badania przejmowania ciepła podczas wrzenia na pęku rur ogrzewanych elektrycznie

2. STANOWISKO BADAWCZE Stanowisko do badania wrzenia na pęku rur składa się z sześciu zasadniczych podsystemów: modelowego pęku rur, zbiornika pomiarowego, układu zasilania i regulacji mocy, układu chłodzenia, układu do akwizycji danych pomiarowych oraz układu do wizualizacji. Cylindryczny zbiornik pomiarowy, symulujący płaszcz rzeczywistego parownika, o średnicy 0,3 m oraz długości 0,3 m, wykonano ze stali nierdzewnej. Zbiornik jest zaopatrzony w trzy okna inspekcyjne – w ścianie czołowej (o średnicy płaszcza) i po bokach – o średnicy 200 mm w celu bezpośredniej obserwacji i wizualizacji procesu wrzenia. Instalacja obiegu cieczowo-parowego jest hermetyczna i pozwala na wykonywanie badań w zakresie ciśnień bezwzględnych od 3 do 300 kPa. Pomiary dokonywane na tym stanowisku umożliwiają wyznaczenie średniego współczynnika przejmowania dla całego pęku rur, współczynnika przejmowania ciepła dla dowolnej pojedynczej rurki w pęku, obwodowego rozkładu temperatury dla każdej rurki, a także wizualizację struktur wrzenia na pęku rur. Schemat ideowy stanowiska zamieszczono na rys. 1, natomiast widok na rys. 2.

11

10

3

12

22

23

9 Woda chłodząca (wlot)

6

5

7

4 3x400V AC

1

19

16

2

20 18

21

13

Wylot wody chłodzącej

15 14

8

17 L1 L2 L3 0

Rys. 1 Schemat stanowiska badawczego. 1 – zbiornik, 2 – pęk rur, 3 – skraplacz, 4 – przetwornik ciśnienia, 5 – wakuometr, 6 – zawór bezpieczeństwa, 7 – zawór regulacji ciśnienia w układzie, 8 – zawór spustowy płynu roboczego, 9 – zawór odcinający wodę chłodzącą, 10 – zawór regulacji przepływu, 11 – przepływomierz, 12 – czujniki temperatury wody chłodzącej, 13 – czujniki temperatury w zbiorniku i w pęku rur, 14 – grzejnik wstępny, 15 – czujnik temperatury grzejnika wstępnego, 16 – miernik mocy MPS, 17 – regulatory mocy, 18 – kamera CCD, 19 – laserowy nóż świetlny, 20 – ruchomy suport systemu laserowego noża świetlnego (3D), 21 – ruchomy suport kamery CCD (3D), 22 – oświetlenie dodatkowe, 23 – system akwizycji danych

33

a) widok od strony lewej

b) widok od strony prawej

Rys. 2. Widok stanowiska badawczego. 1 – zbiornik badawczy, 2 – skraplacz, 3 – instalacja obiegu parowego, 4 – instalacja powrotu skroplin, 5 – rotametr (pomiar strumienia wody chłodzącej), 6 – przyłącze wlotu wody chłodzącej do skraplacza, 7 – przyłącze wylotu wody chłodzącej, 8 – zawór spustowy czynnika roboczego, 9 – multiplekser, 10 – panel regulatorów Reg1-Reg20 wraz z włącznikami zasilania, 11 – panel precyzyjnych regulatorów mocy RPG1-RPG20 wraz z przełącznikami pomiaru spadku napięcia ∆U, 12 – panel woltomierzy V1-V4 wraz z miernikiem parametrów sieci MPS, 13 – ruchomy suport (kamery CCD), 14 – kamera CCD, 15 – laserowy nóż świetlny, 16 – konstrukcja rurowa ramy stanowiska badawczego, 17 – belki mocowania zbiornika, 18 – wakuometr, 19 – zero lodowe, 20 – komputer systemu akwizycji danych

Eksperymentalny pęk składał się z 19 rur w układzie trójkątnym o stosunku podziałki do średnicy rurki wynoszącym 1,7 oraz 2,0 (rys. 3a). Rurki były z jednej strony zamocowane w dnie sitowym ze stali nierdzewnej, a drugi swobodny koniec umożliwiał czołową obserwację wrzenia w pęku. Długość czynna rurek wynosiła 150 mm.

W wyniku wielu prób wykonanych w trakcie budowy i wzorcowania sekcji grzejnej, a także studiów literaturowych, ustalono, że zrealizowana zostanie koncepcja przedstawiona na rys. 3b, polegająca na zastosowaniu pomiędzy grzejnikiem patronowym a wewnętrzną powierzchnią rurki dwóch tulejek miedzianych, rozdzielonych pierścieniem bakelitowym o szerokości 4 mm. Termoelementy były ułożone w rowkach (0,55 x 0,55 mm) wyżłobionych (metodą elektrodrążenia) w tulejkach, a końcówki termoelementów były zamocowane w zagłębieniach wykonanych w pierścieniu ebonitowym. Do pomiaru temperatury wykorzystano termoelementy typu K o średnicy płaszcza 0,5 mm. Grzejniki patronowe, wykonane na specjalne zamówienie, miały średnicę zewnętrzną 4 mm, efektywną długość grzejną 150 mm oraz maksymalną moc Pmaks = 300 W. a) schemat pęku rur

b) schemat pojedynczej rurki 17 mm (20 mm)

180 mm 150 mm

180 mm

150 mm

17 mm (20 mm)

A-A

4 mm

10 mm

10 mm

8,8mm

4,0 mm

A

145 mm

34

Krzysztof Krasowski / ENERGA Kogeneracja sp. z o.o., Elbląg Janusz Tadeusz Cieśliński / Politechnika Gdańska

A 1

2

3

4

5

6

Rys. 3. Schemat modelowego pęku rur. 1 – termoelement, 2 – pierścień ebonitowy, 3 – grzejnik patronowy, 4 – tuleja miedziana, 5 – badana rurka, 6 – zaślepka

Badania przejmowania ciepła podczas wrzenia na pęku rur ogrzewanych elektrycznie

Wyznaczenie współczynnika przejmowania ciepła dla poszczególnych rur w pęku wymaga indywidualnego określenia doprowadzanej mocy elektrycznej, która była mierzona za pomocą miernika mocy N13 – MPS – cyfrowego przyrządu programowalnego przeznaczonego do pomiaru parametrów sieci energetycznych trójfazowych w układach symetrycznych i niesymetrycznych z jednoczesnym wyświetlaniem mierzonych wielkości, cyfrową transmisją ich wartości i przetwarzaniem na standardowy sygnał analogowy. Wskazania mocy uwzględniały wartości zaprogramowanych przekładni. Wartość każdej z mierzonych wielkości przesyłana była do systemu nadrzędnego interfejsem RS-485, a dalej, za pośrednictwem konwertera, interfejsem RS-232 do komputera klasy PC. Z ekranu komputera, poprzez łącze szeregowe, możliwa była obsługa miernika za pomocą dedykowanego programu (WizPar).

Do pracy na stanowisku badawczym dobrano miernik o zakresie prądów wejściowych – In = 5A, fazowych napięciach wejściowych – Un = 3 x 230 V, z programowalnym analogowym wyjściem prądowym –20...+20 mA z interfejsem RS-485, w wykonaniu standardowym z atestami kontroli jakości.

Płynną regulację mocy każdej z grzałek umożliwiały precyzyjne regulatory mocy RPG1-RPG20 oparte na układzie tyrystorowym. Ponadto w układzie zastosowano regulatory Reg1-Reg20, które zabezpieczały grzejniki patronowe przed nadmiernym wzrostem ich temperatury lub też przed nadmiernym wzrostem temperatury w instalacji obiegu czynnika roboczego. Każdy z regulatorów Reg1-Reg20 połączono z jednym z termoelementów umieszczonych przy zasilanej za jego pośrednictwem grzałce. W regulatorach ustawiono temperatury włączenia, wyłączenia oraz alarmu. Dzięki wyposażeniu ich w dwa wyświetlacze, pokazujące wartość zadaną i mierzoną, pełniły one również rolę wskaźników temperatury. Wszystkie regulatory Reg1-Reg20 podłączono, podobnie jak miernik parametrów sieci (MPS), do komputera klasy PC poprzez konwerter i złącze RS 232. Umożliwiało to podgląd ich pracy, zmianę parametrów czy też wizualizację rozkładu temperatury w czasie na wybranej grzałce.

W przypadku miernika parametrów sieci możliwe było wygenerowanie wykresów obrazujących m.in. rozkład obciążenia poszczególnych faz w czasie czy wartości napięć na kolejnych fazach.

Przesyłanie do komputera mierzonych wartości chwilowych temperatur oraz ciśnienia z wybraną częstością zrealizowano dzięki zastosowaniu multipleksera AL154RX02. Urządzenie to wykonano specjalnie do celów pomiarowych realizowanych na stanowisku badawczym. Zawiera ono 127 wejść pomiarowych na termoelementy typu K, wejście pomiaru ciśnienia (–0,1 MPa ÷ 0,6 MPa) poprzez wykonany na zamówienie czujnik ciśnienia AR26 (maks. błąd pomiaru – 0,1% wartości mierzonej). Błąd pomiaru temperatury wynosił ±0,05 K, zaś czas próbkowania ustawiono na 0,5 s. Dane przesyłane były do komputera interfejsem komunikacyjnym USB, a programowanie konfiguracji wykonywano za pomocą dedykowanego programu komputerowego APEK Multiplekser. Program ten umożliwiał wybór liczby kanałów pomiarowych, programowanie charakterystyk wejściowych i kalibrację, wizualizację wszystkich kanałów na wykresach słupkowych, wizualizację wybranych kanałów na wykresie, ustawianie częstości próbkowania, ograniczanie czasu pomiaru oraz przenoszenie plików bezpośrednio do Microsoft Excel.

Schemat blokowy opisanego układu zasilania, sprzęgniętego z układem pomiaru temperatury i systemem akwizycji danych, przedstawiono na rys. 4.

Miernik mocy

˜3 x 230 V RS 232 / 485

PC

RS 232 / 485 Regulatory mocy USB

Rys. 4. Schemat blokowy układu zasilania, pomiaru temperatury i systemu akwizycji danych pomiarowych

35

36

Krzysztof Krasowski / ENERGA Kogeneracja sp. z o.o., Elbląg Janusz Tadeusz Cieśliński / Politechnika Gdańska

Oświetlenie pęku rur zrealizowano, opierając się na systemie laserowym noża świetlnego o mocy 1500 mW (532 nm, 10 kHz, multimode) z optyką light sheet, ustawionego prostopadle do badanych rur. W ich osi umieszczono kamerę CCD opartą na sensorze TC 237 firmy Texas, którą wykonywano zdjęcia procesu wrzenia (szybkość do 15 000 klatek na sekundę). Schemat rozmieszczenia i połączeń układu do wizualizacji oraz widok części stanowiska badawczego z układem wizualizacji przedstawiono na rys. 5. a) schemat

b) widok

Rys. 5. Układ oświetlenia i wizualizacji

Dzięki zastosowaniu układu synchronizacji pracy kamery CCD i lasera możliwe było sterowanie włączeniem oświetlenia (lub błyskiem) laserowego noża świetlnego w momencie wyzwolenia kamery, jak również regulacja długości oświetlania.

Na stanowisku zastosowano również ruchome suporty, zarówno w mocowaniu kamery do szybkich zdjęć, jak i układu laserowego, dzięki czemu możliwa była zmiana położenia oświetlenia laserowego i miejsca nagrywania w dwóch płaszczyznach – poziomej i pionowej.

Układ oświetlenia laserowego wyposażono również w specjalną regulację optyki, umożliwiającą zmianę geometrii noża świetlnego (pion – poziom, szerokość wiązki).

Szczegółowy opis stanowiska badawczego i procedury pomiarowej jest zamieszczony w [9].

3. WYNIKI BADAŃ Z przeprowadzonych badań wynika, że niezależnie od podziałki i ciśnienia najwyższe współczynniki przejmowania ciepła osiągnięto dla wody, co wynika z jej doskonałych własności termofizycznych, przede wszystkim dużego ciepła parowania. Przykładowo na rys. 6 zaprezentowano krzywą wrzenia na pęku rur gładkich o stosunku s/d = 1,7, przy ciśnieniu atmosferycznym.

Badania przejmowania ciepła podczas wrzenia na pęku rur ogrzewanych elektrycznie

37

Dla wszystkich badanych cieczy, zarówno w ciśnieniu atmosferycznym, jak i podciśnieniu, wyższe współczynniki przejmowania ciepła osiągnięto dla większej z badanych podziałek, tj. dla s/d = 2,0. Przykładowo na rys.

7 przedstawiono krzywą wrzenia dla czynnika R141b przy ciśnieniu atmosferycznym.

50

50

45 40

40 35

q [kW/m2]

35

q [kW/m2]

45

Woda Metanol R141b

30 25

20

15

30 25

20

8

10

12

14

16

18

20

22

24

T [K]

15

12

14

16

18

20

22

24

T [K]

Rys. 6. Wpływ rodzaju cieczy wrzącej na przebieg krzywej wrzenia przy ciśnieniu atmosferycznym (p = 101,2 kPa), na pęku rur o s/d = 1,7

Rys. 7. Wpływ podziałki na przebieg krzywej wrzenia czynnika R141b na pęku rur gładkich przy ciśnieniu atmosferycznym (p = 101,2 kPa); s/d: + - 1,7, × - 2,0

Niezależnie od rodzaju wrzącej cieczy i podziałki, wyższe współczynniki przejmowania ciepła osiągnięto w ciśnieniu atmosferycznym, co jest zgodne z nielicznymi opublikowanymi danymi eksperymentalnymi. Przykładowo na rys. 8 przedstawiono krzywą wrzenia dla metanolu, przy wrzeniu na pęku rur z powłoką porowatą dla s/d = 2,0.

Na rys. 9 przedstawiono zależność średniego współczynnika przejmowania ciepła dla danego rzędu rur i badanych gęstości strumienia ciepła w przypadku wrzenia wody na pęku rurek gładkich o s/d = 1,7, przy ciśnieniu atmosferycznym. Im wyżej był położony rząd rurek, tym wyższa była wartość współczynnika przejmowania ciepła, która rosła także wraz ze wzrostem gęstości strumienia ciepła. Taki rozkład współczynnika przejmowania ciepła można wytłumaczyć intensyfikującym oddziaływaniem pęcherzyków pary generowanych na niższych rzędach rurek. Wizualizację tego zjawiska przedstawiono na rys. 10.

50 45 40

q [kW/m2]

35 30 25

20

15

10

12

14

16

18

20

T [K]

Rys. 8. Wpływ ciśnienia na przebieg krzywej wrzenia metanolu na pęku rur z powłoką porowatą dla s/d = 2,0 + - ciśnienie atmosferyczne (p = 101,1 kPa) × - podciśnienie (p = 19,5 kPa)

Rys. 9. Zależność śr. wsp. przejm. ciepła dla poszczególnych gęst. str. ciepła w funkcji rzędu rur w przypadku wrzenia wody na pęku rurek o s/d = 1,7, przy ciśnieniu atmosferycznym (p = 100,5 kPa)

Krzysztof Krasowski / ENERGA Kogeneracja sp. z o.o., Elbląg Janusz Tadeusz Cieśliński / Politechnika Gdańska

38

Na rys. 11 pokazano przebieg współczynnika intensyfikacji pęku (F) i dodatkowo współczynnika wpływu pęku (WP) dla wrzenia metanolu na pęku rur o s/d = 2,0, przy ciśnieniu atmosferycznym. Zgodnie z danymi literaturowymi współczynnik wpływu pęku jest nieco wyższy od współczynnika intensyfikacji pęku, a ich wartość zmniejsza się wraz ze wzrostem gęstości strumienia ciepła.

3,0 2,8

WP, F [-]

2,6 2,4 2,2 2,0 1,8

15

20

25

30

35

40

45

50

q [kW/m2]

Rys. 10. Wizualizacja intensyfikującego oddziaływania pęcherzyków pary dla wrzenia wody na pęku rur o s/d = 1,7, przy ciśnieniu atmosferycznym (p = 100,5 kPa) i gęstości strumienia ciepła q = 30,25 kW/m2

Rys. 11. Współczynnik intensyfikacji pęku (F – +) i współczynnik wpływu pęku (WP – ○) przy wrzeniu czynnika R141b na pęku rur gładkich o s/d = 2,0 i podciśnieniu

Wyposażenie każdej rurki w pęku w grzejnik umożliwia wyznaczenie rozkładów współczynnika przejmowania ciepła w pęku. Przykładowo na rys. 12 pokazano orientacyjny przebieg linii stałego współczynnika przejmowania ciepła przy wrzeniu wody w pęku rur gładkich, przy ciśnieniu atmosferycznym, dla minimalnej i maksymalnej badanej gęstości strumienia ciepła. Liczby w kółkach oznaczają średnie wartości współczynnika przejmowania ciepła dla danej rurki. Współczynniki przejmowania ciepła na dole obu pęków były prawie dwukrotnie niższe od tych w najwyższych rzędach, a poza tym w kolumnie środkowej mają nieco wyższe wartości aniżeli po bokach. a)

b)

2,5 2,5

2,9 2,1

1,6

2,4

1,9

1,8

1,7

1,6 1,5

3,6

2,1

1,8

1,7

1,4

3,8 3,0

2,7

3,2

2,7 2,6

5,0

3,2

3,0

2,8

1,5

1,7 1,5

3,6

2,7

3,0

3,0 3,0

2,8

2,8 2,6

2,4

Rys. 12. Linie stałego współczynnika przejmowania ciepła dla wrzenia wody na pęku rur gładkich o s/d= 1,7 a) q = 15,42 kW/m2, b) q = 49,17 kW/m2; dane w [kW/m2K]

W wyniku zastosowania wielowymiarowej analizy regresji, dla wrzenia wody, metanolu i czynnika chłodniczego R141b, w warunkach podciśnienia i przy ciśnieniu atmosferycznym opracowano równanie korelacyjne (1) do obliczania średniego współczynnika przejmowania ciepła dla pęków rur gładkich.

2  p   0 , 305   Nu  521,7  Bo   ln   p kr    

1, 48

s   D

0 , 74

 Pr 0, 67

(1)

Badania przejmowania ciepła podczas wrzenia na pęku rur ogrzewanych elektrycznie

gdzie: liczba Nusselta Nu  charakterystyczny L 

� q  L  �l � d , liczba wrzenia Bo  , liczba Prandtla Pr  , wymiar �v  r  �l �l a

� g  � l  � v 

a – dyfuzyjność cieplna, m2/s d – średnica, m g – przyspieszenie ziemskie, m/s2 p – ciśnienie, N/m2 q – gęstość strumienia ciepła, W/m2 r – ciepło parowania, J/kg s – podziałka, m α – średni współczynnik przejmowania ciepła, W/m2K λ – współczynnik przewodzenia ciepła, W/mK ρ – gęstość, kg/m3 μ – dynamiczny współczynnik lepkości, Ns/m2 σ – napięcie powierzchniowe, N/m v – kinetyczny współczynnik lepkości, m2/s kr – krytyczne l – ciecz v – para Z porównania średniego współczynnika przejmowania ciepła otrzymanego z badań eksperymentalnych ze współczynnikiem przejmowania ciepła wyznaczonym za pomocą zaproponowanej korelacji wynika, że jedynie 4 punkty na 72 nie mieszczą się w zakresie ± 20% (rys. 13).

Rys. 13. Zestawienie danych eksperymentalnych z wynikami obliczeń dla wrzenia wody, metanolu i czynnika R141b na pęku rurek gładkich, przy ciśnieniu atmosferycznym oraz w warunkach podciśnienia

39

40

Krzysztof Krasowski / ENERGA Kogeneracja sp. z o.o., Elbląg Janusz Tadeusz Cieśliński / Politechnika Gdańska

4. PODSUMOWANIE Z przeprowadzonych systematycznych badań eksperymentalnych wrzenia wody, metanolu i czynnika chłodniczego R141b na pękach rur gładkich wynika, że: • niezależnie od podziałki i ciśnienia najwyższe współczynniki przejmowania ciepła osiągnięto dla wody • niezależnie od ciśnienia i rodzaju wrzącej cieczy wyższe współczynniki przejmowania ciepła osiągnięto dla większej z badanych podziałek, tj. s/d = 2,0 • niezależnie od rodzaju wrzącej cieczy i podziałki wyższe współczynniki przejmowania ciepła osiągnięto dla ciśnienia atmosferycznego • zaproponowane równanie korelacyjne dla wrzenia wody, metanolu i czynnika R141b dobrze odwzorowuje własne wyniki doświadczalne.

BIBLIOGRAFIA 1. Marto P.J., Anderson C.L., Nucleate boiling characteristics of R-113 in small tube bundle. ASME J. Heat Transfer, vol.

114, s. 425–433, 1992.

2. Memory S.B., Chilman S.V., Marto P.J., Nucleate pool boiling of TURBO-B bundle in R-113. ASME J. Heat Transfer, vol.

116, s. 670–678, 1994.

3. Qiu Y.H., Liu Z.H.: Boiling heat transfer of water on smooth tubes in a compact staggered tube bundle. Applied Thermal Engineering, vol. 24, s. 1431–1441, 2004.

4. Gupta A., Saini J.S., Varma H.K., Boiling heat transfer in small horizontal tube bundles at low cross-flow velocities.

Int. Journal of Heat and Mass Transfer, vol. 38, nr 4, s. 599–605, 1995.

5. Kumar S., Mohanty B., Gupta S.C., Boiling heat transfer from vertical row of horizontal tubes. Int. Journal of Heat and Mass Transfer, vol. 45, s. 3857–3864, 2002.

6. Leong L.S., Cornwell K., Heat transfer coefficients in a reboiler tube bundle. The Chemical Engineer, 343, s. 219–221, 1979.

7. Gupta A., Enhancement of boiling heat transfer in a 3x5 tube bundle. Int. Journal of Heat and Mass Transfer, vol. 48, s. 3763–3772, 2005.

8. Webb R.L., Choi K.D., Apparao T.R., A theoretical model for prediction of the heat load in flooded refrigerant evaporator. ASHRAE Trans., vol. 95, Pt. 1, 326–338, 1989.

9. Krasowski K., Przejmowanie ciepła przy wrzeniu na poziomym pęku rur z powłoką porowatą. Rozprawa doktorska, WM PG, 2009.

42

Zdzisław Kusto / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Zdzisław Kusto Gdańsk / Polska Ukończył studia z zakresu elektrowni i gospodarki energetycznej na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej. Zawodowo związany jest z Wydziałem Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, Instytutem Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku oraz Gdańską Wyższą Szkołą Administracji. Specjalizuje się w zagadnieniach efektywnego wykorzystania niekonwencjonalnych źródeł energii, w tym źródeł energii odnawialnej (słońce, wiatr, biogaz, biomasa, pompy ciepła).

Kierował m.in. studiami podyplomowymi: Budowy Elektrowni Jądrowych, Projektowania Elektrowni Jądrowych oraz Audyting Energetyczny. Był członkiem Rady Ekspertów Krajowej Agencji Poszanowania Energii (1998–2001), od 1997 roku jest na Politechnice Gdańskiej członkiem Komisji Rektorskiej ds. Politechniki Otwartej. Jest współzałożycielem Polskiego Towarzystwa Energetyki Wiatrowej oraz współzałożycielem i członkiem Fundacji Poszanowania Energii w Gdańsku.

Jest autorem m.in. dwóch monografii o ekonomicznej efektywności pomp ciepła, autorem oraz współautorem 140 publikacji i opracowań naukowo-technicznych oraz 10 recenzji książek i prac naukowo-badawczych.

Metoda kosztów narastających w ocenie ekonomicznej efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych w energetyce rozproszonej

METODA KOSZTÓW NARASTAJĄCYCH W OCENIE EKONOMICZNEJ EFEKTYWNOŚCI PRZEDSIĘWZIĘĆ INWESTYCYJNYCH W ENERGETYCE ROZPROSZONEJ dr inż. Zdzisław Kusto / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Małe źródła energii, w tym także źródła niekonwencjonalne, zaliczane są do źródeł rozproszonych zasilających niewielkiego odbiorcę. Często muszą one współpracować ze źródłami konwencjonalnymi, tworząc w ten sposób źródło hybrydowe1.

Stosowano różne sposoby oceny ekonomicznej efektywności inwestycji, wśród których na szczególną uwagę zasługują metody dyskontowe: stosowana w energetyce od lat metoda kosztów rocznych [1, 2], a także metody NPV, IRR [3, 4].

Wyżej wymienione metody można ocenić jako metody kompletne pod względem teoretycznym. Metoda NPV (metoda wartości bieżącej ne�o) w zastosowaniu do inwestycji energetycznych uwzględnia roczne przychody ze sprzedaży ciepła i/lub energii elektrycznej oraz roczne wydatki związane z ich wytwarzaniem. Te bieżące roczne bilanse przepływów pieniężnych z kolejnych lat eksploatacji są dyskontowane do roku zerowego – poprzedzającego rok oddania obiektu do eksploatacji.

W przypadku małych rozproszonych źródeł energii (ogniwo paliwowe, instalacja fotowoltaiczna, instalacja słonecznego ogrzewania, pompa ciepła itp.), zasilających małego odbiorcę indywidualnego najczęściej nie ma sprzedaży energii elektrycznej i/lub ciepła, a przychody można zinterpretować jako zmniejszenie rocznych wydatków na obsługę instalacji konwencjonalnej, głównie na zakup paliwa i energii elektrycznej. To prowadzi do modyfikacji klasycznej metody NPV. Jest tu porównywany koszt energii wytwarzany w instalacji konwencjonalnej, który jest potraktowany jako koszt porównawczy, z kosztem wytwarzania w projektowanym nowym źródle.

W metodzie NPV wyżej wspomniane koszty wytwarzania energii, stanowiące jej część składową, są zdyskontowanymi sumami rocznych kosztów bieżących z K-letniego okresu, gdzie K = 1, 2, ..., N (N – przewidywany/założony okres eksploatacji nowego źródła). Tak postrzegane strumienie corocznych kosztów z każdego K-letniego okresu formułują metodę kosztów narastających (MKN), która w swojej postaci jest bardzo wizualna i której algorytm przypomina metodę LCC2.

Metoda kosztów narastających (MKN) jest nazwą zaproponowaną przez autora niniejszej publikacji. Ilustruje ona dyskontową kumulację kosztów ponoszonych w kolejnych latach realizacji inwestycji oraz eksploatacji projektowanego obiektu.

2. SKŁADOWE METODY KOSZTÓW NARASTAJĄCYCH Podstawą do opracowania metody MKN są klasyczne zasady rachunku ekonomicznego, a jej postać w swojej formule przyjmuje w obliczaniu kosztów punkt widzenia użytkownika obiektu. Graficzną ilustrację składowych metody przedstawiono w uproszczeniu w tab. 1. Można tu uwzględniać, podobnie jak w metodzie NPV:

1 W źródle skojarzonym wytwarzane jest ciepło i energia elektryczna, np. elektrociepłownia, w układzie hybrydowym wytwarza się w kilku źródłach ten sam rodzaj energii (albo ciepło albo energię elektryczną).

2 Metoda LCC była sformułowana w USA. Jej nazwa jest skrótem od: Life Cycle Costs. Cieszy się ona sporym zainteresowaniem również w Polsce.

Streszczenie Obliczenia ekonomicznej efektywności małej instalacji niekonwencjonalnego źródła energii, które zalicza się do źródeł rozproszonych, sprowadza się do porównania kosztów wytwarzania w niej ciepła i/lub energii elektrycz-

nej z kosztem wytwarzania energii w instalacji konwencjonalnej. W artykule opisano metodę kosztów narastających (MKN), która przypomina od dawna znaną metodę LCC.

43

Zdzisław Kusto / Politechnika Gdańska

44 • • • •

zmienność corocznych dochodów i kosztów eksploatacyjnych zmienność rocznych spłat kredytu bankowego z jego oprocentowaniem i prowizją zmienność stopy oprocentowania kredytu, stopy dyskonta i stopy inflacji zmienność oprocentowania dochodów.

Tab. 1. Ilustracja składowych metody MKN Wydarki roczne zdyskontowane do roku zerowego

Rok

Przychody

Wydatki

Bilans roczny

Bilans roczny zdyskontowany do roku zerowego

1

P1

W1

B1 = P1 – W1

BD1

WD1

2

P2

W2

B2 = P2 – W2

BD2

WD2

* * i

* * Pi

* * Wi

* * Bi = Pi – Wi

* * BDi

* * WDi

*

*

*

*

*

*

* N

* PN

* WN

* BN = PN – WN

* BDN

* WDN

Bieżące koszty roczne

BDi = Bi (l + d)–i

WDi = Wi (l + d)–i

Strumień bilansów rocznych zdyskontowanych do roku zerowego: Strumień bilansów rocznych zdyskontowanych do roku zerowego:

i–N

SD = ∑ BDi i=1

i–N

SWD = ∑ WDi i=1

SD SWD

NPV MKN

W poszczególnych latach rozpatrywanego obliczeniowego okresu N lat eksploatacji użytkownik ponosi wydatki. Pod pojęciem „wydatki” – rozumie się stałe i zmienne koszty eksploatacyjne3, spłatę kredytu bankowego, podatki od dochodu oraz koszty obsługi tego kredytu (oprocentowanie, prowizja bankowa), zwrot części nakładów inwestycyjnych pochodzących z własnego wkładu.

Zdyskontowana do roku zerowego suma wydatków rocznych (SWD) stanowi dla K-letniego okresu (K = 1, 2, ..., N) koszty narastające oraz jest podstawą do wyznaczenia tu nieopisywanej, zmodyfikowanej metody kosztów rocznych4.

Dyskontowane wartości wydatków i przychodów (przychody – w metodzie NPV) ze względu na wygodę obliczeniową są z reguły sumowane do roku zerowego. Nie jest to warunek bezwzględnie konieczny. Sumowanie można realizować do dowolnie wybranego roku bez uchybienia ścisłości i dokładności obliczeń.

Sumy dyskontowe (SD, SWD) oblicza się z wykorzystaniem czynnika dyskontowego – (1 + d)-i - (procent składany, j = 1, 2, ..., N), gdzie – d jest stopą dyskonta, która najczęściej przyjmuje stałą wartość w obliczeniowym okresie eksploatacji – N lat.

Roczny przepływ pieniężny w roku j-tym jest sumą wszystkich wydatków – Wj, które nazwano kosztami bieżącymi dla nowej instalacji – Wj = Krhj.

3 W energetyce pod pojęciem „koszty eksploatacyjne zmienne” rozumie się: koszty zakupionej energii i paliw na wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła oraz koszty tzw. materiałów ruchowych. Pozostałe składniki kosztów eksploatacyjnych (koszty remontów, napraw bieżących, administracji itp.), które są niezależne od ilości wytwarzanego produktu, nazywane są „stałymi kosztami eksploatacyjnymi”.

4 Metoda kosztów rocznych była opracowana w latach sześćdziesiątych minionego stulecia przez prof. K. Kopeckiego z zamiarem wykorzystania jej w ocenie efektywności ekonomicznych w energetyce. Metoda ta w ogólnym założeniu ma charakter uniwersalny i może być wykorzystana w różnych gałęziach gospodarki. Jest ona stosowana w energetyce do chwili obecnej, ma szczególne znaczenie w wyborze optymalnego wariantu inwestycyjnego.

Metoda kosztów narastających w ocenie ekonomicznej efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych w energetyce rozproszonej

Wj = Krhj = Kr ni j + Krk j + Pdochj / zł/a

(1)

• nowa instalacja, niekonwencjonalna Kr ni j = Kest ni j + Kezm ni j + Zkr ni j + Pkr ni j + Amw ni j + Kdod ni j / zł/a

(2)

• konwencjonalna część instalacji hybrydowej (w przypadku konieczności utworzenia źródła hybrydowego) Krk j = Kest k j + Kezm k j + Zkr k j + Pkr k j + Amw k j + Kdod k j / zł/a j = 1, 2, 3, ..., N

(3)

gdzie: Kr ni j – bieżące koszty roczne nowej instalacji w roku j-tym Krk j – bieżące koszty współpracującej instalacji konwencjonalnej w roku j-tym Kest x j – stałe koszty eksploatacyjne w roku j-tym, zawierające koszty obsługi, remontów, napraw bieżących Kezm x j – zmienne koszty eksploatacyjne w roku j-tym Zkr j – rata zwrotu kredytu bankowego w roku j-tym (Zkr j = 0 gdy nie było kredytu bankowego lub po jego spłaceniu) – podatek od niespłaconej części kredytu w roku j-tym wraz z obsługą operacji bankowych (prowiPkr x j zja) (Pkr x j = 0 gdy nie było kredytu bankowego lub po jego spłaceniu) – podatek od dochodu pochodzącego ze sprzedaży energii wytworzonej w układzie hybrydowym/ Pdoch j skojarzonym w roku j-tym – roczna rata zwrotu własnego wkładu inwestycyjnego w roku j-tym Amw x j Kdod j – ewentualne dodatkowe koszty poniesione w roku j-tym podczas eksploatacji obiektu Pdochj –

podatek od dochodu ze sprzedaży ciepła w roku j-tym podczas eksploatacji obiektu w roku j-tym

Indeksy x:

ni k

– dla nowej instalacji – dla instalacji konwencjonalnej współpracującej z nową w układzie hybrydowym.

Suma wydatków pieniężnych w roku zerowym jest to poniesiony nakład inwestycyjny, który może składać się z wkładu własnego przyszłego użytkownika projektowanej instalacji oraz z kredytu bankowego. Może się zdarzyć, że użytkownik uzyska dotację do inwestycji, dzięki temu odczuje (pozorne) zmniejszenie nakładu inwestycyjnego.

B0 = (Kinwc - Dot) = [(Kinww + Kinwb) - Dot] / zł

(4)

gdzie: Kinwc – całkowite nakłady inwestycyjne na instalację zbilansowane do roku zerowego Kinww – własny wkład użytkownika w nakładach inwestycyjnych na instalację, zbilansowany do roku zerowego Kinwb – kredyt bankowy na pokrycie nakładu inwestycyjnego na instalację, zbilansowany do roku zerowego Dot – dotacja inwestycyjna.

Wkład własny całkowity – Kinww oraz kredyt – Kinwb mogą być rozdzielone na nową instalację oraz na współpracującą z nią w hybrydzie instalację konwencjonalną Kinww = Kinwwni + Kinwwk / zł

(5)

Kinwb = Kinwbni + Kinwbk / zł

(6)

45

Zdzisław Kusto / Politechnika Gdańska

46

Dotacja inwestycyjna Dotacja może przyjąć różne formy, ale można ją ostatecznie przedstawić w postaci jednorazowej kwoty wniesionej w roku zerowym. Problem dotacji i uzasadnienie jej wysokości był niejednokrotnie dyskutowany przez autora przy ocenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych (np.: [5–7]).

Jednym z przedstawionych argumentów uzasadniających dotację na odnawialne i niekonwencjonalne źródła energii są tak zwane koszty zewnętrzne, towarzyszące konwencjonalnemu wytwarzaniu energii, które obliczono po wieloletnich badaniach przeprowadzonych w ostatnich dziesięcioleciach minionego wieku przez międzynarodowy zespół ekspertów Extern-E5 [np.: 8 –10]. Uniknięcie chociażby części tych dodatkowych kosztów mogłoby być podstawą do udzielenia dotacji.

Szczególną formą dotacji inwestycyjnej może być wykorzystanie efektów współpracy międzynarodowej lub międzyregionalnej, gdy w tych krajach/regionach występują zróżnicowane nakłady inwestycyjne na dany obiekt (instalacja ogrzewania słonecznego, pompa ciepła, elektrownia wiatrowa itp.) oraz zróżnicowane koszty wytwarzania energii lub innych produktów. Problem ten jest już od dawna w ekonomii dobrze znany, był także analizowany przez autora niniejszej publikacji w odniesieniu do elektrowni wiatrowych z wykazaniem możliwej do uzyskania bardzo dużej skuteczności takiej współpracy z wyraźną korzyścią dla obu stron [11].

Zamysł adresowany do energetyki wiatrowej może być także z powodzeniem zastosowany do innych źródeł rozproszonych.

Nakłady inwestycyjne Nakłady inwestycyjne na nową instalację są z reguły realizowane w okresie nie dłuższym niż jeden rok, w ciągu roku zerowego.

Jeśli inwestycyjne są realizowane przez kilka lat, jak ma to miejsce w przypadku instalacji o dużej mocy zainstalowanej (co najmniej kilku megawatów), wówczas poszczególne ich składowe z zależności (4) będą sumami dyskontowanymi do roku zerowego. Gdy jest stała wartość stopy dyskontowej, całkowite nakłady można obliczyć według (7). Dla stopy dyskontowej zmiennej w czasie (przypadek uogólniony) całkowite nakłady inwestycyjne (Kinwcd) oblicza się według wzoru (8).

K inwcd 

K inwcd 

0



j  N1

0



N2

K inwc j � (1  d ) j   K inwc j � (1  d )  j / zł

j  N1

(7)

j 1

j

K inwc j �  (1  d k )  k 1

K inwc j

N2



j 1

/ zł

j

 (1  d k 1

k

(8)

)

gdzie: Kinwc j – dk – N1 – N2 –

całkowite nakłady inwestycyjne na instalację poniesione w roku j-tym, j = 1, 2, ..., N / zł/a wartość stopy dyskonta w roku k-tym, k = 1, 2, ..., N liczba lat realizacji nakładów inwestycyjnych, poprzedzająca rok oddania obiektu do eksploatacji liczba lat realizacji nakładów inwestycyjnych, po oddaniu obiektu do eksploatacji.

W podobny sposób można obliczyć sumy dyskontowe składowych nakładów całkowitych. Składowymi całkowitych nakładów są: wkład własny przyszłego użytkownika obiektu oraz kredyty bankowe. Poniższe wzory są zapisane w postaci uogólnionej, w której uwzględniono realizację nakładów inwestycyjnych w latach poprzedzających rok zerowy i w roku zerowym (przed oddaniem obiektu do eksploatacji) oraz w okresie eksploatacji obiektu (tak zwana inwestycja etapowa).

5 Badania Extern-E w latach osiemdziesiątych i dziewięćdziesiątych XX wieku koncentrowały się na obliczeniu zewnętrznych kosztów wytwarzania energii elektrycznej. W początkowych latach obecnego stulecia zaplanowano podjąć prace badawcze nad kosztami zewnętrznymi wytwarzania ciepła.

Metoda kosztów narastających w ocenie ekonomicznej efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych w energetyce rozproszonej

Wkład własny

K inwwd 

0



j  N1

j

 (1  d k ) 

K inww j

k 1

K inww j

N2



j 1

/ zł

j

 (1  d k 1

k

(9)

)

gdzie: Kinww j – własne wkłady inwestycyjne na instalację poniesione w roku j-tym,

j = 1, 2, ..., N / zł/a

kredyty bankowe

K inwbd 

0



j  N1

j

 (1  d k ) 

K inwb j

k 1

K inwb j

N2



j 1

 (1  d k 1

gdzie: Kinwb j –

/ zł

j

k

(10)

)

inwestycyjny kredyt bankowy na instalację pobrany w roku j-tym, j = 1, 2, ..., N / zł/a

Zwrot własnego wkładu inwestycyjnego Zwrot własnego wkładu inwestycyjnego powinien także być wliczony w koszty wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła. Użytkownik instalacji ogrzewania nie wydaje tej części pieniędzy, ale musi je odkładać na zrefundowanie własnych wydatków inwestycyjnych.

Zwrot własnego wkładu jest realizowany podczas eksploatacji obiektu. W stosowanej w drugiej połowie minionego wieku metodzie kosztów rocznych zakładało się, że trwa ona przez cały obliczeniowy okres eksploatacji obiektu – przez N lat (Nam = N). Obecnie okres amortyzacji przyjmuje się na ogół krótszy od okresu obliczeniowego: Nam < N. Zwrot własnego wkładu inwestycyjnego musi być pełny, co oznacza, że suma wszystkich rocznych spłat przez Nam lat – zdyskontowana do roku zerowego6 musi być równa wartości strumienia własnego wkładu inwestycyjnego również zdyskontowanego do roku zerowego.

Amort 

Amw j

Nam



j 1

/ zł

j

 (1  d k 1

k

)

(11)

We wzorze (11) zwrot własnego wkładu inwestycyjnego (Amw j) może być inny każdego roku. Jeśli jest to wartość stała Amw j = Amw = const wówczas zależność (11) przyjmie postać (12)

Amort 

Amw  K inwwd / zł/a ram

(12)

6 Jak wspomniano wcześniej w niniejszym rozdziale, dyskontowanie wszelkich przepływów pieniężnych może być dokonane do dowolnego roku, ale dyskontowanie do roku zerowego jest najwygodniejsze.

47

Zdzisław Kusto / Politechnika Gdańska

48 gdzie: ram –

ram 

rata zwrotu kapitałowego liczona dla okresu Nam lat

d am (1  d am ) Nam (1  d am ) Nam  1

Jeśli dam = 0 (!), wówczas jest

ram 

1 N am

dam – średnia wartość stopy dyskontowej za okres Nam lat, która w ogólnym przypadku może być obliczona jako średnia geometryczna

d am  Dam  1 

Nam

Nam

 (1  d ) t 1

t

 1

Podatek od dochodu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej W dużych instalacjach (np. ogrzewanie osiedla mieszkaniowego) energia jest sprzedawana. Wytwórca ciepła musi odprowadzać podatek od dochodu ze sprzedaży ciepła w kolejnych latach N-letniego okresu Pdoch j ≠ 0,

j = 1, 2, 3, ..., N

Dla instalacji grzewczych o małej mocy, zasilających indywidualnych odbiorców, ciepło wytworzone nie jest sprzedawane, tylko jest zużywane bezpośrednio przez odbiorcę. W tym przypadku podatek jest równy zero.

Pdoch j = 0,

j = 1, 2, 3, ..., N

Koszty eksploatacyjne Koszty eksploatacyjne są dwojakiego rodzaju. Koszty eksploatacyjne zmienne są kosztami zużytej energii i materiałów ruchowych w kolejnych latach N-letniego okresu. Dla nowej instalacji można je obliczyć według wzoru (13), dla konwencjonalnej – według zależności (14), uwzględniając to, że koszty te mogą być różne w kolejnych latach ze względu na zmieniające się ceny energii elektrycznej i paliw • dla źródeł hybrydowych z pompami ciepła

  Q pc Tipc K ezm ni j  cel j  k mrpc j  E elruch  / zł/a   � � sil   K ezmk j  c pal j k mrk

j

Bka  c pal j k mrk

j

Q ik Tik / zł/a Wd � k

(13)

(14)

• dla innych rodzajów źródeł hybrydowych (15)

K ezm ni j  cel j k mrni j Eel a / zł / a K ezmk j  c pal j k mrk

j

Bka  c pal j k mrk

j

Q ik Tik / zł/a Wd � k

(16)

Metoda kosztów narastających w ocenie ekonomicznej efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych w energetyce rozproszonej

gdzie: – c cpal j – Eelruch – kmk ni j – kmrk j – kmr pc j – Qik – Qni – Qpc – Tini – Tik – Tipc – Wd – φ – ηk – ηsil –

przewidywana cena energii elektrycznej w j-tym roku, zł/kWh przewidywana cena paliwa w j-tym roku, zł/kg 7 roczny pobór energii elektrycznej na cele ruchowe, kWh/a współczynnik kosztów materiałów ruchowych dla nowej instalacji w j-tym roku współczynnik kosztów materiałów ruchowych dla instalacji konwencjonalnej w j-tym roku współczynnik kosztów materiałów ruchowych dla pompy ciepła w j-tym roku moc zainstalowana kotła, kW moc zainstalowana nowej instalacji, kW moc zainstalowana pompy ciepła, kW czas użytkowania mocy zainstalowanej nowej instalacji, h/a czas użytkowania mocy zainstalowanej kotła, h/a czas użytkowania mocy zainstalowanej pompy ciepła, h/a wartość opałowa paliwa, kJ/kg lub kJ/m3 8 współczynnik wydajności pompy ciepła sprawność kotła, wartość średnia roczna sprawność silnika napędzającego pompę ciepła.

Koszty eksploatacyjne stałe można obliczyć jako wartości stałe w kolejnych latach, wykorzystując ratę stałych kosztów eksploatacyjnych [1]. Trzeba jednak wyraźnie podkreślić, że koszty te mogą zmieniać się w kolejnych latach. Przewidywanie tych zmian należy do zagadnień prognozowania.

K est ni j  K estni  rce

K estkj  K estk  rce

N2

K

j   N1

inw ni j

N2

K

j   N1

inwk j

/ zł/a

(17)

/ zł/a

(18)

Spłata kredytu bankowego i koszty jego obsługi Kredyt bankowy (Kinwb) jest spłacany przez okres Nb lat. Zakłada się, że raty rocznej spłaty tego kredytu (Zkr j) są stałe i równe

Z kr j 

K inwb = const / zł/a Nb

j = 1, 2, ..., Nb

(19)

Kredyt jest oprocentowany stopą procentową – pkr, która wyznacza kwotę od oprocentowania w roku j-tym – Opr j , obliczaną od niespłaconej części kredytu

O pr j  ( K inwb  ( j  1) Z kr ) pkr / zł/a

j = 1, 2, ..., Nb

(20)

7 Cena paliwa może być odniesiona, jednostki masy paliwa (węgiel kamienny, węgiel brunatny, ropa naftowa oraz jej pochodne – 1 kg), do jednostki objętości paliwa gazowego (1 m3). Cena może także być podawana w odniesieniu do jednostki kalorycznej paliwa. Dla oleju opałowego: 1 kg = 42 MJ = 0,042 GJ, dla gazu ziemnego: 1 m3 = 35 MJ = 0,035 GJ. 8 Wartość opałowa dla paliwa stałego (węgiel kamienny, brunatny, koks itp.) jest podawana w kilodżulach lub w megadżulach na kilogram paliwa, dla paliwa gazowego (gaz ziemny, gaz wytlewny, gaz miejski itp.) jest podawana w kilodżulach lub w megadżulach na metr sześcienny paliwa.

49

Zdzisław Kusto / Politechnika Gdańska

50 – pprb

Prowizja bankowa liczona jest od kwoty przekazywanej bankowi przy zadanej wysokości stopy prowizji

K prow j  (O pr j  Z kr ) p prb / zł/a

j = 1, 2, ..., Nb

(21)

Koszty dodatkowe Pod hasłem koszty dodatkowe zamieszczono wszystkie dotychczas niewymienione wydatki pieniężne na eksploatację instalacji, np.: koszty ekologiczne wynikające bezpośrednio z eksploatacji obiektu, nieprzewidziane koszty losowe, niewymienione w grupie stałych kosztów eksploatacyjnych.

Jeśli wskutek eksploatacji instalacji ogrzewania z pompą ciepła jej użytkownik uzyska oszczędności finansowe, wówczas, zgodnie z obowiązującymi przepisami, jest zobowiązany odprowadzać podatek od oszczędności, który także może być składnikiem kosztów dodatkowych.

3. METODA KOSZTÓW NARASTAJĄCYCH (MKN) Metoda kosztów narastających, jak wspomniano wyżej, jest częścią składową metody NPV. W metodzie MKN obliczamy zdyskontowany do roku zerowego (!) strumień bieżących kosztów rocznych (SKLh), dla hybrydowej instalacji dla okresu L lat, przy czym wartości L liczymy narastająco, kolejno, do osiągnięcia wartości N. Koszty narastające całej instalacji są sumą indywidualnych kosztów narastających instalacji nowego obiektu i kosztów narastających instalacji konwencjonalnej

S KLh 

K rpc j

L



j 1



j

 (1  p t 1

pct

)

K rk j

L



j 1

j

 (1  p t 1

kt

/ zł

)

(22) L = 1, 2, 3, …, N

Metoda kosztów narastających jest szczególnie przydatna w porównywaniu wariantów inwestycyjnych. Ma ona następujące duże zalety: • jest to metoda dyskontowa, jest teoretycznie kompletna • ma przejrzystą wizualną prezentację wszystkich kosztów – nakładów inwestycyjnych i kosztów bieżących.

Wadą tej metody jest jej złożoność obliczeniowa, wymagająca dobrego przygotowania, oraz trudne do weryfikacji prognozowanie danych liczbowych (np.: wartości stopy dyskonta, zmiany ceny paliw, energii elektrycznej itd.), podobnie jak w metodach kosztów rocznych (NPV) czy innych metodach dyskontowych. Ilustracja graficzna metody MKN jest poglądowo przedstawiona na rys. 1, na którym pokazano do porównania trzy warianty inwestycyjne.

W wariancie 1 są niewielkie koszty początkowe w pierwszym roku eksploatacji, które mogą wywodzić się ze stosunkowo niskich nakładów inwestycyjnych, ale są wysokie koszty bieżące. W okresie L1 zsumowane koszty (strumienie dyskontowe) są najniższe, ale po okresie L2 już są one najwyższe. Wariant 2 ma bardzo wysokie koszty początkowe (wysokie nakłady inwestycyjne), ale jednocześnie ma najniższe roczne koszty bieżące i już po okresie L2 jest korzystniejszy od wariantu 1, a po okresie L3 jest już wariantem najtańszym. Można zauważyć, że jeśli dla przedsięwzięcia inwestycyjnego przewidywany horyzont czasowy jest krótszy niż L1, wówczas bezwzględnie najkorzystniejszy jest wariant 1, jeśli jednak ten okres jest dłuższy niż L3, wówczas należy realizować wariant 1.

Metoda kosztów narastających w ocenie ekonomicznej efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych w energetyce rozproszonej

Rys. 1. Graficzna ilustracja metody (rocznych) kosztów narastających (MKN)

Porównanie efektywności ekonomicznej kilku wariantów inwestycyjnych narzuca warunek spełnienia podstawowego wymogu, jakim jest równość efektów końcowych dla wszystkich wariantów. W przypadku wariantów instalacji równość efektów końcowych sprowadza się do: jednakowej ilości rocznie dostarczonej energii, jednakowej szczytowej mocy cieplnej/elektrycznej oraz jej zmian w czasie (równość rocznych wykresów uporządkowanych). Niespełnienie postawionych wyżej wymienionych wymagań utrudnia taki sposób porównywania wariantów. W przypadku różnych efektów końcowych trzeba dodatkowo zastosować ich obliczeniowe zrównanie.

Konieczność sprowadzania wszystkich wariantów inwestycyjnych do jednakowych efektów końcowych dotyczy wszystkich znanych metod obliczeniowych.

Gdy na ocenę efektywności inwestycji patrzymy z punktu widzenia użytkownika, wówczas w kosztach początkowych uwzględniamy tylko te wydatki, które bezpośrednio ponosi sam użytkownik, nie jest tu wliczany kredyt bankowy. W czasie eksploatacji układu ogrzewania użytkownik spłaca całe zadłużenie i to jest wliczane w bieżące koszty wytwarzania ciepła i/lub energii elektrycznej, które zawierają także odliczany w kolejnych latach zwrot własnego wkładu inwestycyjnego. W omawianych obliczeniach są zawarte wszystkie składniki kosztów, więc te obliczenia są merytorycznie kompletne.

W metodzie kosztów narastających można wyróżnić przypadek szczególny, gdy nakłady inwestycyjne przypisane do roku zerowego przeniesione są do pierwszego roku eksploatacji, co teoretycznie oznacza ich zwrot w ciągu pierwszego roku wszystkich rat kredytu bankowego (jeśli był udzielony) oraz zwrot własnego wkładu inwestycyjnego.

51

52

Zdzisław Kusto / Politechnika Gdańska

BIBLIOGRAFIA 1. Kopecki K., Materiały i Studia. Tom V. Zasady ekonomicznego rachunku, Część I, Ogólne założenia i metodyka rachunku gospodarczego w pracach planowo-projektowych w elektroenergetyce, Polska Akademia Nauk, Komitet Elektryfikacji Polski, Warszawa 1960.

2. Bojarski W., Podstawy metodyczne oceny efektywności w systemach energetycznych, Polska Akademia Nauk, Komitet Problemów Energetyki, Wrocław – Warszawa – Kraków – Gdańsk, Zakład Narodowy Imienia Ossolińskich, Wydawnictwo Polskiej Akademii Nauk, 1979.

3. Ratajczak E., Elektroenergetyka polska w okresie przemian, Politechnika Gdańska, Wydział Elektryczny, Gdańsk, 21–22 stycznia 1993.

4. Górzyński J., Audyting Energetyczny, Narodowa Agencja Poszanowania Energii SA, Warszawa 2002.

5. Soliński J., Solińska M., Ekologiczne podstawy systemu wspierania rozwoju energii odnawialnej w Polsce, Międzynarodowe Seminarium „Energetyka wiatrowa na lądzie i na morzu”, Sopot, 15–17 grudnia 2000.

6. Kusto Z., Ekonomiczne, społeczne i ekologiczne warunki urynkowienia elektrowni wiatrowej, Sympozjum Naukowe „Planowanie i eksploatacja systemów zaopatrzenia w energię”, Gdańsk, 29–30 marca 2001.

7. Kusto Z., Warunki rynkowego użytkowania elektrowni wiatrowych w nadmorskich miejscowościach Wybrzeża Gdańskiego, Sympozjum Naukowo-Techniczne „Techniczne, ekologiczne i ekonomiczne aspekty energetyki odnawialnej”, Wydział Inżynierii Produkcji SGGW, Warszawa, 19–20 października 2001.

8. New research reveals the real costs of electricity in Europe, European Research Area, Brussels, 20 July 2001, http:// europa.eu.int./comm/research/press/2001/pr/200/en.html 01-07-31.

9. Malko J., Internalizacja kosztów zewnętrznych, czyli ile naprawdę kosztuje energia, Wokół Energetyki, październik 2004.

10. Radovic U., Promocja wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Polsce: czy dodatkowy koszt systemowy jest uzasadniony? Polityka Energetyczna, tom 8, zeszyt specjalny, 2005, PL ISSN 1429-6675.

11. Kusto Z., Wpływ efektów współpracy międzynarodowej na nakłady inwestycyjne na elektrownię wiatrową, VIII Ogólnopolskie Forum Odnawialnych Źródeł Energii, Międzybrodzie Żywieckie 15–17 maja 2002 oraz Warszawa, 28–30 października 2002.

LITERARURA UZUPEŁNIAJĄCA 1. Berent-Kowalska G., Kasprowska J., Kasperczyk G., i inni, Energia ze źródeł odnawialnych w 2006 roku, Główny Urząd Statystyczny, Departament Przemysłu, Ministerstwo Gospodarki, Departament Energetyki, Warszawa 2007.

2. Joosen S., Wahlström Å., Sijanec Zavrl M., Makowska N. i inni: Studium wykonalności dla alternatywnych systemów energetycznych, Czysta Energia, styczeń 2009.

3. Kamiński S., Zadania sektora paliwowo-energetycznego w zakresie środowiska w świetle integracji z Unią Europejską, Konferencja „Polityka energetyczna Polski w najbliższych latach”, Warszawa, 6–7 marca 2002.

4. Kulesa M., Planowanie energetyczne w gminie, Generacja rozproszona (kogeneracja gazowa, źródła odnawialne) oraz przedsiębiorstwa multienergetyczne w strategii gmin. Wybrane przykłady, Energetyka, styczeń 2003.

5. Obwieszczenie Ministra Środowiska z dnia 20 września 2007 r. w sprawie wysokości stawek opłat za korzystanie ze środowiska na rok 2008, Monitor Polski nr 68, poz. 754.

6. Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii. Dziennik Ustaw nr 267, poz. 2655 i 2656.

7. Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, Dziennik Ustaw nr 267, poz. 2657.

8. Strategia Rozwoju Energetyki Odnawialnej, Ministerstwo Środowiska, Warszawa, wrzesień 2000.

9. Szramka R., Rozwój i regulacja rynku energii odnawialnej w Polsce, Biuletyn URE 5/2003.

10. Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji – główne kierunki, Opracowanie pod kierunkiem prof.

Janusza Lewandowskiego, Umowa nr 501H/4433/0445/000, Uczelniane Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej, Instytut Technik Cieplnej Politechniki Śląskiej, Warszawa, czerwiec 2007.

11. Świderski M., Analiza LCC (Life Cycle Cost Analysis) narzędziem wspomagającym ocenę projektów inwestycyjnych związanych z techniką pompową, IX FORUM UŻYTKOWNIKÓW POMP, Szczyrk, 1–3 października 2003.

12. Palka-Wyżykowska K., Metoda LCC i jej przydatność do ekonomicznej oceny efektywności systemów energetycznych na przykładzie systemów grzewczych w budownictwie mieszkaniowym, Opracowanie SiUChKl, Wydział Mechaniczny Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2008.

53

54

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Zbigniew Lubośny Gdańsk / Polska Zbigniew Lubośny ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1985. W roku 1991 obronił pracę doktorską, a osiem lat później uzyskał stopień doktora habilitowanego na tej samej uczelni. Od roku 2004 jest profesorem nauk technicznych. Obecnie zatrudniony na Politechnice Gdańskiej na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Obszar zainteresowań to modelowanie matematyczne, stabilność systemu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, zastosowanie sztucznej inteligencji do sterowania systemem elektroenergetycznym, modelowanie i sterowanie elektrowniami wiatrowymi.

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

MAKSYMALIZACJA VS OPTYMALIZACJA WYKORZYSTANIA ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECI ROZDZIELCZYCH O STRUKTURZE PROMIENIOWEJ prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Rozwój systemów elektroenergetycznych jest uwarunkowany istotnym, jeżeli nie masowym, przyrostem liczby źródeł energii elektrycznej różnego typu, tzw. generacji rozproszonej, przyłączanych do sieci elektroenergetycznych. Przyłączenia te realizowane są do sieci wysokiego napięcia (WN), średniego napięcia (SN), jak i niskiego napięcia (nN). Do sieci WN przyłączane są (i będą) głównie duże farmy wiatrowe oraz większe elektrownie gazowe, biogazowe, biomasowe. Do sieci SN przyłączane są (i będą) mniejsze, w sensie mocy znamionowej, elektrownie typów wymienionych powyżej. Natomiast w sieciach nN można się spodziewać głównie mikroelektrowni domowych i przydomowych, wśród których wyróżnić można elektrownie wiatrowe, fotowoltaiczne oraz cieplne, bazujące na typowych paliwach, jak węgiel, gaz czy paliwa ciekłe.

W przeszłości systemy elektroenergetyczne rozwijały się w kierunku systemów, w których odporność na zmianę stanu pracy odbiorów, tj. wartości mocy przez nie pobieranej, była jednym z podstawowych wymogów.

Stan taki praktycznie nadal ma miejsce.

Równocześnie wymagano, i wymaga się nadal, aby zmiana konfiguracji sieci, do której są przyłączone odbiory, rozumiana jako wyłączenie jednego elementu systemu (a w niektórych przypadkach dwóch elementów systemu), również nie prowadziła do przeciążenia pozostałych elementów sieci ani do odchylenia się napięć poza zakres dopuszczalny.

Powyższe skutkuje tym, że sieci takie (współczesne) pracują z dużym zapasem zdolności przesyłowych.

Zapas zdolności przesyłowych należy rozumieć tu w kontekście długookresowym, tj. w czasie nie krótszym niż doba, a praktycznie na przestrzeni roku lub dłuższym. W krótkim okresie czasu, np. w szczycie obciążenia, może się bowiem zdarzyć, że zdolności przesyłowe danej sieci lub jej części (elementów) są znacząco (lub w pełni) wykorzystane.

Sieci elektroenergetyczne, funkcjonujące w sposób jak opisany powyżej, tworzone były i są na podstawie zasady, którą można nazwać przyłącz i zapomnij. Oznacza to, że do sieci takiej przyłączane są odbiory, których praca w dowolnej chwili czasu, w stanach normalnych, nie może spowodować przekroczenia obciążenia dopuszczalnego elementów tej sieci.

Rozwój tzw. generacji rozproszonej wiąże się z przyłączaniem do sieci rozdzielczych różnego typu źródeł energii. Przyłączanie źródła energii elektrycznej do sieci, z punktu widzenia operatora sieci, może być realizowane według następujących zasad: 1. Przyłącz i zapomnij. Do sieci przyłączane są źródła, których praca z ich mocą maksymalną (znamionową) nie prowadzi do wystąpienia przeciążeń w tej sieci ani do wystąpienia przekroczeń poziomów napięć. Operator systemu w takim przypadku nie jest przymuszony (chodzi o względy techniczne) do śledzenia wartości mocy generowanej oraz do kontroli stopnia obciążenia elementów sieci (linii elektroenergetycznych, transformatorów) i poziomów napięć.

Streszczenie W artykule przedstawiono rozważania dotyczące rozwoju sieci rozdzielczych nasyconych tzw. generacją rozproszoną, w kontekście maksymalnego i optymalnego wykorzystania tych sieci. Pod pojęciem maksymalnego wykorzystania sieci rozdzielczej promieniowej rozumie się jej pracę z obciążeniami linii elektroenergetycznych równymi lub zbliżonymi do dopuszczalnych długotrwale.

Z kolei pod pojęciem optymalnego wykorzystania takiej sieci rozumie się stan jej pracy prowadzący do minimalizacji strat mocy i energii w liniach. Pierwszy, jak i drugi z powyższych stanów pracy, może być uzyskany przez odpowiednie rozłożenie generacji rozproszonej w sieci tego typu.

55

56

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

Sieci elektroenergetyczne pracujące według tej zasady należy uznać za najsłabiej wykorzystane z punktu widzenia ich zdolności przesyłowych.

2. Przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij. W tym przypadku źródło energii musi być wyposażone w regulator/ ogranicznik mocy czynnej wprowadzanej przez nie do sieci. Nastawa regulatora/ogranicznika ma na celu niedopuszczenie do wystąpienia przeciążenia w sieci elektroenergetycznej. Układ regulacji takiego źródła pracuje autonomicznie, korzystając tylko z lokalnych pomiarów. Operator systemu nie dokonuje tu w trybie on-line zmian mocy generowanej przez źródło, tj. źródło nie podlega sterowaniu operatorskiemu.

Sieci elektroenergetyczne pracujące według tej zasady należy uznać za dość dobrze wykorzystane z punktu widzenia ich zdolności przesyłowych.

3. Przyłącz i aktywnie steruj. W tym przypadku źródło wymaga aktywnego sterowania przez odpowiedniego operatora systemu. Wynika to z mocy maksymalnej (znamionowej) źródła w stosunku do struktury i parametrów sieci, a w tym do jej zdolności przesyłowych. Sterowanie to może być realizowane na różne sposoby, tj. on-line lub off-line. Praca źródła, a w tym moc generowana w poszczególnych okresach czasu, może być wynikiem realizacji usługi systemowej świadczonej przez źródło na rzecz operatora systemu.

Sieci elektroenergetyczne pracujące według tej zasady należy uznać za potencjalnie zdolne do dobrego wykorzystania z punktu widzenia ich zdolności przesyłowych. O stopniu wykorzystania zdolności przesyłowych tych sieci decydują lokalizacja i rodzaj źródeł podlegających sterowaniu operatorskiemu oraz stosowane algorytmy sterowania i regulacji.

Aktywne oddziaływanie na źródło wytwórcze energii elektrycznej jest typowym działaniem realizowanym dotychczas tylko przez operatora systemu przesyłowego. Operator systemu przesyłowego do realizacji powyższego zadania jest wyposażony w odpowiednią infrastrukturę techniczną i organizacyjną. Sterowanie to odnosi się jednak tylko do jednostek wytwórczych dużej mocy, a więc do stosunkowo małej liczby obiektów. To implikuje względną łatwość realizacji takiego procesu w sensie infrastruktury informatycznej i algorytmów sterowania.

Wzrost nasycenia systemów elektroenergetycznych małymi i bardzo małymi źródłami energii elektrycznej spowoduje konieczność włączenia bardzo dużej liczby tych źródeł w procesy regulacyjne, realizowane w systemie elektroenergetycznym. W tym do budowy infrastruktury i systemów sterowania (sieci informatyczne, układy pomiarowe, algorytmy regulacyjne, struktury organizacyjne operatora, itd.), tzw. smart grids.

Można również stwierdzić, że część tych małych źródeł nigdy nie będzie podlegała sterowaniu scentralizowanemu. Będą to źródła w dalszym ciągu przyłączane według zasady przyłącz i zapomnij lub przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij.

2. MOC MAKSYMALNA ŹRÓDEŁ PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI PROMIENIOWEJ 2.1. Przyłączenie źródła na końcu gałęzi Sieci niskiego i średniego napięcia w KSE w znakomitej większości pracują jako sieci promieniowe. Sieci te budowane są jako napowietrzne z wykorzystaniem przewodów gołych lub izolowanych oraz jako sieci kablowe.

W sieciach tego typu mogą pracować różnego typu mikroźródła energii elektrycznej, jak elektrownie wiatrowe, wodne, cieplne (gazowe, biogazowe, biomasowe) lub źródła fotowoltaiczne.

Typową strukturę sieci przedstawia rys. 1. Źródła energii elektrycznej w takiej sieci mogą być przyłączane do szyn dolnego napięcia (nN lub SN) transformatora zasilającego tę sieć (generator G1) oraz do istniejących (odbiorczych) lub nowych węzłów sieci (generatory Gj i GN). nN WN (SN)SN SN (nN)

1

2

G

3

i

j

N

G

G

Rys. 1. Typowa struktura sieci promieniowej

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

Maksymalna wartość mocy źródła, jakie zgodnie z zasadą przyłącz i zapomnij może być przyłączone do sieci promieniowej, jak na rys. 1, w przypadku jego lokalizacji na końcu promienia, gdy w danej gałęzi nie znajdują się inne źródła, jest równa1: SnG,N = Sdd,N,N-1 + SmO,N

(1)

gdzie Sdd,N,N-1 jest dopuszczalnym maksymalnym obciążeniem linii elektroenergetycznej na odcinku N÷N-1 i wynika wprost z wartości prądu dopuszczalnego długotrwale przewodu linii, a SmO,N jest mocą minimalną (w dowolnie długim czasie) pobieraną przez odbiór w węźle N. W przypadku, gdy w danej gałęzi znajdują się już inne źródła i najbliższe węzła N źródło jest przyłączone do węzła j, moc maksymalna, jaką można przyłączyć do węzła N, jest równa: N S(nG,N) = S(dd,i,j) + ∑l=j SmO,l – SnG,j

(2)

Między innymi oznacza to, że gdy SnG,j = Sdd,i,j, a minimalne obciążenia SmO,l są równe zeru, to w węźle N nie można przyłączyć źródła energii.

Dla wartości mocy znamionowej źródła, określonej przez zależności (1) i (2), z punktu widzenia obciążalności dopuszczalnej sieci nie ma znaczenia wartość mocy pobieranej przez odbiór w węźle N, jak i wartość mocy generowanej przez źródło. Oznacza to, że nawet w przypadku pracy źródła z mocą znamionową i braku poboru mocy (energii) w węźle N, linia elektroenergetyczna nie zostanie przeciążona. Jest to zatem sposób włączenia źródła do pracy w sieci według zasady: przyłącz i zapomnij.

Jako zalety powyższego rozwiązania można wskazać: • Poprawę warunków napięciowych, tj. zmniejszenie spadków napięć oraz wzrost zapasu stabilności napięciowej (chociaż zazwyczaj nie jest ona problemem w sieciach nN oraz w mniejszym stopniu w sieciach SN) • Brak wymogu rozbudowy sieci • Zmniejszenie strat mocy (energii) w sieci • Brak wymogu włączenia się operatora sieci w aktywne prowadzenie jej ruchu (zasada przyłącz i zapomnij).

Natomiast elementem niekorzystnym może być tu pogorszenie się jakości energii. Będzie to jednak zależało od cech źródła energii, a nie od węzła przyłączenia źródła czy mocy znamionowej. Pogorszenie się jakości energii w pewnym zakresie, tj. do poziomu wyznaczonego przez normy i przepisy, jest jednak dopuszczalne.

Większe wykorzystanie istniejącej sieci elektroenergetycznej jest możliwe w przypadku zwymiarowania źródła na moc równą: Sdd,N,N-1 + SmO,N < SnG,N ≤ Sdd,N,N-1 + SMO,N

(3)

gdzie SMO,N jest maksymalną mocą pobieraną przez odbiór w węźle N. Moc ta w praktyce może wynikać z wartości prądu znamionowego bezpieczników w przyłączu odbioru w węźle N. W powyższym przypadku niezbędne jest jednak ograniczanie mocy S(t)G,N generowanej przez źródło w danej chwili czasu t do wartości: S(t)G,N = Sdd,N,N-1 – S(t)O,N ≤ SnG,N

(4)

1 W rozważaniach i zależnościach przedstawionych w niniejszym artykule pomija się straty mocy w sieci. Podane zależności mają zatem charakter przybliżony. Moce maksymalne (znamionowe) źródeł wyrażono w postaci mocy pozornych. Można je tu jednak traktować, z pewnym przybliżeniem, jako moce czynne. Powyższe jest uproszczeniem mającym na celu sformułowanie maksymalnie prostych zależności o charakterze inżyniersko-utylitarnym.

57

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

58

Źródło tego typu wymaga zatem regulatora/ogranicznika wartości mocy wprowadzanej do sieci. Regulator ten powinien mierzyć moc lub prąd na odcinku N÷N-1 i utrzymywać różnicę mocy generowanej P(t)G,N i pobieranej w węźle S(t)O,N, nie większą niż moc maksymalna dopuszczalna Sdd,N,N-1 lub prąd dopuszczalny danego odcinka linii Idd,N,N-1. Utrzymywanie wartości mocy równej Sdd,N,N-1 (lub prądu Idd,N,N-1) oznacza pełne wykorzystanie istniejącego odcinka sieci, tj. odcinka N÷N-1. Energia wprowadzana wówczas do sieci będzie zużywana przez kolejne odbiory w gałęzi, tj. odbiory ulokowane w węzłach N-1, ewentualnie N-2, itd.

Pełne wykorzystanie źródła będzie miało miejsce, gdy powyższe źródło będzie w stanie wytwarzać energię elektryczną w okresach maksymalnego poboru mocy przez odbiory w węźle N. Wówczas źródło będzie zasilało odbiory w węźle N oraz dodatkowo przesyłało energię do sieci. Natomiast w okresach, gdy zapotrzebowanie na energię w węźle N jest mniejsze niż maksymalne, źródło nie będzie w pełni wykorzystane.

Praca źródła z mocą powodującą przepływ w odcinku sieci N÷N-1 mocy dopuszczalnej maksymalnej prowadzi do wzrostu strat mocy (energii) w tym i ewentualnie w jednym lub kilku kolejnych odcinkach oraz do zmniejszenia się strat w odcinkach następnych. Sumaryczny efekt będzie jednak zawsze wynikał z konkretnej konfiguracji sieciowej.

W powyższym przypadku, w stosunku do poprzedniego, zachowane zostają wymienione powyżej zalety i wady.

Pojawia się tu jednak wymóg realizacji układu sterowania mocą generowaną przez źródło w postaci ogranicznika mocy przesyłanej gałęzią N÷N-1.

2.2. Przyłączenie źródła do węzła wewnętrznego gałęzi W przypadku przyłączenia do sieci promieniowej, jak na rys. 1, źródła ulokowanego w węźle j, gdzie 1 < j < N, tj. ulokowanego pomiędzy węzłem początkowym 1 i końcowym N, maksymalna wartość mocy źródła jest równa: • gdy za węzłem j, tj. pomiędzy j+1 i N, nie są zainstalowane źródła energii: SnG,j = min {Sdd,i,j + SmO,j, Sdd,j}

(5)

• gdy za węzłem j, tj. pomiędzy j+1 i N są (mogą być) zainstalowane źródła energii: SnG,j = min {Sdd,j, Sdd,i,j + ∑Nk=j+1 SnG,k +∑Nk=j SmO,k} gdzie: Sdd,i,j Sdd,j SmO,k SnG,k

(6)

– moc maksymalna dopuszczalna odcinka linii i-j – moc maksymalna dopuszczalna przyłącza (ew. wewnętrznej linii zasilającej) Zazwyczaj zdolności przesyłowe przyłącza są mniejsze niż linii promieniowej, tj. w ogólności prawdziwa jest zależność Sdd,j ≤ Sdd,i-j – moc minimalna odbiorów (moc pobierana) w węźle k – moc znamionowa źródła w węźle k.

Zależności (5) i (6) są zależnościami konserwatywnymi, ale mieszczącymi się w zasadzie przyłącz i zapomnij. W jednym i drugim przypadku nawet brak poboru mocy w danej gałęzi sieci nie spowoduje wystąpienia przekroczeń dopuszczalnego obciążenia gałęzi tej sieci.

Warto tu zwrócić uwagę na fakt, że gdy moce minimalne odbiorów są równe zeru, a moc znamionowa generatora lub suma mocy znamionowych generatorów ulokowanych za węzłem j jest równa mocy dopuszczalnej odcinka i-j oraz gdy obciążenia dopuszczalne długotrwale wszystkich odcinków sieci są jednakowe, to do węzła j nie można przyłączyć źródła energii. W takim bowiem przypadku odcinek i-j sieci i tak, tj. bez źródła w węźle j, będzie obciążony mocą dopuszczalną.

W powyższym przypadku, w stosunku do poprzedniego, zachowane zostają wymienione powyżej zalety i wady.

Analogicznie, jak w przypadku przyłączania źródła na końcu gałęzi, zastosowanie układu regulacji mocy wprowadzanej przez dany węzeł (rozumianej jako różnicę pomiędzy mocą generowaną i pobieraną w węźle)

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

umożliwia przyłączenie źródeł o mocy większej niż wynikająca z zależności (5) i (6). Jest to przyłączenie według zasady: przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij. W takim przypadku, bez względu na to, czy za węzłem j, tj. pomiędzy węzłami j+1 i N, są lub nie ma zainstalowanych źródeł energii, maksymalna wartość mocy źródła powinna spełniać warunek: k=N

k=N

SnG,j ≤ min {Sdd,i,j + ∑k=j SMO,k – ∑k=j+1 SnG,k ,Sdd,j + SMO,j}

(7)

gdzie spełniony powinien być warunek: k=N

k=N

Sdd,i,j + ∑k=j SMO,k – ∑k=j+1 SnG,k ≤ Sdd,j,j+1

(8)

W takim przypadku regulator mocy elektrowni przyłączonej do węzła j musi utrzymywać moc zadaną, nie większą niż zdolności przesyłowe odcinka sieci i-j lub przyłącza j.

W sieci takiej mogą się zdarzyć stany, w których praca źródeł bliższych węzła 1 będzie ograniczona do mocy pobieranej przez odbiory w węźle przyłączenia źródła. Zdarzyć się tak może, gdy np. cała gałąź (1÷N) zbudowana jest przewodem jednego typu, a odbiory nie pobierają mocy. Wówczas ostatnie w gałęzi źródło będzie wprowadzało do sieci moc równą dopuszczalnej danej gałęzi, a pozostałe (pomijając straty mocy i energii) będą pracowały z mocą równą mocy pobieranej przez odbiory w węźle przyłączenia odbiorów.

Powyższe dotyczy sytuacji przyłączania źródeł w kolejności od końca gałęzi (węzeł N) do jej początku. Jeśli jako pierwsze przyłączone zostało źródło ulokowane w środku gałęzi, to ono będzie miało (może mieć) największą moc znamionową. Wówczas pozostałe w gałęzi źródła będą miały moc małą lub, w przypadku gdy obciążenie minimalne gałęzi (sumaryczne obciążenie minimalne odbiorów w gałęzi) jest równe zeru, nie będą mogły być przyłączone. Kolejność przyłączania źródeł w gałęzi sieci ma tu decydujące znaczenie.

Przyłączenie źródła według podanych zasad dalej zachowuje wymienione powyżej zalety i wady. Może się tu jednak pojawić problem realizacji układu sterowania mocą generowaną przez źródło. Dotyczy to sieci napowietrznych – typowych dla wsi i części osiedli domków jednorodzinnych. Gdy zaistnieje potrzeba sterowania/ ograniczania mocy przepływającej gałęzią i-j, należałoby zainstalować przekładniki pomiarowe na słupach linii napowietrznej nN. Komplikowałoby to układ sterowania i podnosiło koszty. Nie jest to jednak przedsięwzięcie technicznie nierealizowalne.

2.3. Przyłączenie źródeł do szyn rozdzielni SN (nN) W przypadku przyłączenia źródła energii elektrycznej do szyn rozdzielni SN (nN) (węzeł 1 na rys. 1) maksymalna moc źródła jest równa: • przy braku układu sterowania wartością mocy generowanej przez źródło, uzależniającą moc generowaną od mocy przepływającej przez transformator: – gdy do sieci nie są przyłączone inne źródła energii: Ng

Nl

SnG,1 = SnT + ∑l=1 (∑k=2 SmO,l,k)

(9)

– gdy do sieci są przyłączone inne źródła energii: Ng

Ng SnG,l,k) SnG,1 = SnT + kj × ∑l=1 (∑k=Nl S – ∑l=1 (∑k=Nl k=1 mO,l,k k=2

gdzie Ng Nl kj SnT

– liczba gałęzi w danej sieci promieniowej – liczba węzłów w gałęzi l – współczynnik jednoczesności – moc znamionowa transformatora sieciowego.

(10)

59

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

60

• w przypadku zastosowania układu sterowania uzależniającego moc generowaną od mocy przepływającej przez transformator: Ng

k=Nl

k=Nl

SnG,1 ≤ SnT + kj × ∑l=1 (∑k=1 SMO,l,k) – ∑l=1 (∑k=2 SnG,l,k ) ≤ 2SnT

(11)

Zależności (9) i (10) odnoszą się do zasady: przyłącz i zapomnij. Wartość mocy generowanej przez źródło w danej chwili czasu może być tu dowolna (ale nie większa od znamionowej SnG,1) i nie musi być skorelowana z mocą pobieraną w danej chwili przez odbiory.

Z punktu widzenia sieci (operatora sieci), a w tym strat mocy (energii), przyłączenie to jest „niezauważalne”. Powodować natomiast może pewien wzrost poziomów napięć, wynikający ze zmniejszenia spadku napięcia na transformatorze sieciowym (WN/SN lub SN/nN). Będzie to zależało od trybu pracy regulatora tego źródła (regulacja napięcia, mocy biernej lub współczynnika mocy) i wartości zadanej wielkości regulowanej.

Zależność (11) odnosi się do stanu z układem sterowania mocą czynną generowaną przez źródło (zasada: przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij). Regulator/ogranicznik mocy czynnej źródła powinien utrzymywać tu przepływ mocy zadanej przez transformator w kierunku do sieci SN, na poziomie nie większym od mocy znamionowej transformatora sieciowego SnT.

3. PRZYKŁAD PRZYŁĄCZANIA ŹRÓDEŁ ENERGII DO SIECI PROMIENIOWEJ 3.1. Model sieci Poniżej opisano przykład odnoszący się do sieci SN promieniowej (lub pracującej jako promieniowa).

Strukturę sieci, będącej przedmiotem rozważań, przedstawiono na rys. 2. Rozważana sieć SN składa się z 2 gałęzi – linii kablowych typu 3×YHAKXS 150 mm2, o długościach pomiędzy poszczególnymi węzłami równych 2 km.

Przyjęto następujące parametry linii kablowych: R’ = 0,268 Ω/km, X’ = 0,199 Ω/km, C’ = 0,27 μF/km, Idd = 355 A, Ith1 = 14,1 kA. Na każdym z promieni ulokowano po cztery węzły odbiorcze, których jednakową (dla uproszczenia) dobową zmienność obciążenia przedstawia rys. 3. Pomija się tu sezonową zmienność charakterystyki obciążenia.

Sieć ta powiązana jest z siecią WN za pomocą pojedynczego transformatora o danych znamionowych: SnT = 16 MVA, ϑ = 115/15,75 kV/kV, uk = 11%, ΔPcun = 91,5 kW. Przyjęto, że w sieci tej znajdują się 4 źródła energii – generatory G2, G3, G4 i G5. Przyłączone są one, poprzez transformatory blokowe, do węzłów odbiorczych 8, 9, 10 oraz do szyn rozdzielni SN (węzeł 6). Moce znamionowe transformatorów blokowych dostosowano do mocy źródeł.

W rozważaniach pominięto działanie regulatora napięcia transformatora WN/SN. Przyjęto natomiast, że napięcie po stronie górnego napięcia tego transformatora jest niezmienne i równe 1,04, w jednostkach względnych (j.w.).

6

1 Q

11

12

13

14

7

8

9

10

T

G

2

Rys. 2. Schemat przykładowej sieci SN

G

3

G

4

G

5

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

So [MVA]

2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 0

6

12 T [h]

18

24

Rys. 3. Dobowa zmienność obciążenia węzłów odbiorczych, tgφο = 0,1

Dla tak określonego obiektu poniżej przedstawiono pracę sieci w postaci poziomów napięć i obciążenia jej elementów, w przypadku, gdy źródła przyłączane są do tej sieci według zasad opisanych powyżej, tj. zasady przyłącz i zapomnij oraz przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij.

3.2. Sieć ze źródłami przyłączanymi według zasady: przyłącz i zapomnij Zgodnie z zależnościami przedstawionymi w poprzednim rozdziale, moce maksymalne źródeł przyłączanych do sieci elektroenergetycznej według tej zasady zależą od kolejności ich przyłączania do rozważanego promienia sieci. W przedstawionym przykładzie przyjęto, że jako pierwsze przyłączone zostało źródło do węzła 10. Skutkuje to tym, że moc znamionowa (maksymalna) tego źródła jest większa od mocy znamionowych (maksymalnych) źródeł przyłączonych do węzłów 8 i 9. Moce te, określone na podstawie zależności (1) dla źródła na końcu gałęzi oraz zależności (6) dla źródeł „ wewnątrz” gałęzi, są odpowiednio równe: P5 = 9,65 MW, P3 = 0,87 MW, P4 = 0,87 MW. Moc znamionową źródła przyłączonego do rozdzielni SN obliczono z zależności (9). Jest ona równa P2 = 8,09 MW. Rozważono tu dwa warianty pracy źródeł, tj. pracę generatora w trybie regulacji napięcia oraz w trybie regulacji współczynnika mocy. Na rysunkach 4 i 5 przedstawiono zmienność napięcia oraz obciążenia elementów tej sieci dla pracy źródeł w trybie regulacji napięcia (regulacja w węzłach 2, 3, 4 i 5, tj. na szynach generatorów), gdzie wartość zadana napięcia była równa 1,01 j.w. (wyrażona w jednostkach względnych).

Rys. 4 przedstawia poziomy napięć obliczone dla każdej godziny doby. Górny pęk krzywych przedstawia zmienność napięć w ciągu doby w węzłach gałęzi, do której przyłączone są źródła energii (gałąź dolna na rys. 2), natomiast dolny pęk krzywych przedstawia napięcia w węzłach gałęzi bez źródeł energii (gałąź górna na rys. 2).

Widać tu typowy efekt sieciowy, tj. zmniejszanie się napięć w gałęzi bez źródeł, w miarę oddalania się od węzła zasilającego (np. węzeł 6), oraz wzrost napięć w gałęzi ze źródłami energii. Widać tu również znacznie mniejszą zmienność napięć w ciągu doby jako wynik zmian obciążenia dla węzłów gałęzi ze źródłami w stosunku do gałęzi bez źródeł.

Rys. 5 przedstawia względne, tj. odniesione do prądu dopuszczalnego długotrwale linii i transformatora, obciążenie elementów sieci w ciągu doby. Widać tu, że przyłączenie źródeł zgodnie z zasadą przyłącz i zapomnij powoduje w gałęzi ze źródłami zmianę kierunku przepływu mocy (energii). Moc płynie w kierunku rozdzielni SN (wartości dodatnie oznaczają przepływ od węzła 6 w kierunku odbiorów, wartości ujemne – przepływ w kierunku węzła 6). Widać tu, że w okresach minimalnego obciążenia węzłów odbiorczych przepływy w gałęziach 9–10, 8–9, 7–8 oraz w transformatorze WN/SN (gałąź 1–6) zbliżają się do znamionowych dla tych elementów. W pozostałych okresach obciążenia elementów sieci są mniejsze niż znamionowe.

Warto zauważyć, że obciążenie gałęzi 6–7 jest mniejsze od znamionowego również w okresie minimalnego obciążenia sieci. Wynika to z faktu, że jest ono różnicą mocy płynącej gałęzią 7–8 (dopuszczalnej dla danej gałęzi) i mocy pobieranej w węźle 7. Oznacza to równocześnie, że w gałęzi 6–7 występuje pewna rezerwa zdolności przesyłowej, a w węźle 7 rezerwa przyłączeniowa mocy, tj. w tym węźle można byłoby ulokować źródło energii.

61

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

62 1,06

U [j.w.]

1,04 1,02 1 0,98 0,96 0,94 1

2

3

Węzły

4

5

6

Rys. 4. Rozkład napięć w węzłach sieci (oznaczenia węzłów: 1 – nr 1; 2 – nr 6; 3 – nr 7, 11; 4 – nr 8, 12; 5 – nr 9, 13; 6 – nr 10, 14; górne krzywe odpowiadają węzłom nr: 7, 8, 9, 10, a dolne węzłom nr: 11, 12, 13 i 14; źródła pracują w trybie regulacji napięcia: Uz = 1,01)

1

I(1,6)

0,5

I(6,7) I(6,11)

0

I(7,8)

-0,5

I(8,9)

-1

I(9,10)

-1,5 0

6

12 T [h]

18

24

Rys. 5. Obciążenie elementów sieci w wariancie przyłącz i zapomnij (źródła pracujące w trybie regulacji napięcia: Uz = 1,01)

U [j.w.]

W przypadku pracy źródeł w trybie regulacji współczynnika mocy sytuacja, w sensie ilościowym, ulega pewnej zmianie, natomiast jakościowo praca sieci jest zbliżona do omówionej powyżej. Założono tu, że źródła energii pracują ze współczynnikiem mocy równym tgφ͂Gz = –0,2, co oznacza, że pobierają one moc bierną z sieci.

Przy takim sposobie pracy (niezgodnym z wymaganiami operatorów systemów, którzy wymagają pracy źródeł z mocą bierną równą zeru) zmniejsza się wzrost napięcia spowodowany wprowadzaniem mocy do sieci przez źródła, ale zwiększa się obciążenie transformatora WN/SN mocą bierną i tym samym zwiększa się spadek napięcia w tym transformatorze.

Porównując zmienność napięć z rys. 6 z rys. 4, widać, że praca źródeł w trybie regulacji współczynnika mocy prowadzi do istotnego, chociaż mieszczącego się w zakresie napięć dopuszczalnych, wzrostu zmienności napięć w węzłach odbiorczych (i u odbiorców). Można zatem stwierdzić, że praca źródeł w trybie regulacji napięcia, z punktu widzenia zmienności napięć, jest uzasadniona, chociaż nie bezwzględnie wymagana.

Porównanie rys. 7 i 5 nie wykazuje większych, w tym ilościowych, różnic. W dolinach obciążenia przepływy mocy w elementach sieci ulokowanych przed źródłami zbliżają się do znamionowych.

1,06 1,04 1,02 1 0,98 0,96 0,94 0,92 1

2

3

Węzły

4

5

6

Rys. 6. Rozkład napięć w węzłach sieci (oznaczenia węzłów: 1 – nr 1; 2 – nr 6; 3 – nr 7, 11; 4 – nr 8, 12; 5 – nr 9, 13; 6 – nr 10, 14; górne krzywe odpowiadają węzłom nr: 7, 8, 9, 10, a dolne węzłom nr: 11, 12, 13 i 14; źródła pracują w trybie regulacji współczynnika mocy: tgφ͂Gz = –0,2)

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

1

I(1,6)

0,5

I(6,7) I(6,11)

0

I(7,8)

-0,5

I(8,9)

-1

I(9,10)

-1,5 0

6

12 T [h]

18

24

Rys. 7. Obciążenie elementów sieci w wariancie przyłącz i zapomnij (źródła pracują w trybie regulacji współczynnika mocy: tgφ͂Gz = –0,2)

U [j.w.]

3.3. Sieć ze źródłami przyłączanymi według zasady: przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij Przyłączanie źródeł do sieci rozdzielczych zgodnie z zasadą przyłącz i zapomnij prowadzi do wzrostu wykorzystania ich zdolności przesyłowych. Pełne, a właściwie największe wykorzystanie tych zdolności ma miejsce jednak tylko w okresach minimalnego obciążenia sieci. W pozostałym czasie, tj. w istocie przez większość doby, roku czy okresu eksploatacji, zdolności te nie są wykorzystane.

Przyłączanie źródeł zgodnie z zasadą przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij umożliwia zwiększenie poziomu wykorzystania sieci. Pokazano to poniżej.

W rozważanym przypadku regulacji podlegają przepływy prądu w odcinkach sieci ulokowanych przed (patrząc w kierunku transformatora WN/SN) węzłem, do którego przyłączone jest dane źródło. Realizuje się to przez sterowanie wartością mocy czynnej wprowadzanej przez źródło do sieci. Oznacza to przykładowo, że dopuszczalny długotrwale przepływ mocy w gałęzi 9–10 utrzymywany jest poprzez sterowanie wartością mocy czynnej generowanej przez źródło w węźle 5 (generator G5), przepływ w gałęzi 8–9 utrzymywany jest poprzez sterowanie wartością mocy czynnej generowanej przez źródło w węźle 4 (G4), przepływ w gałęzi 7–8 utrzymywany jest poprzez sterowanie wartością mocy czynnej generowanej przez źródło w węźle 3 (G3). Natomiast przepływ w transformatorze WN/SN (gałąź 8–9) utrzymywany jest poprzez sterowanie wartością mocy czynnej generowanej przez źródło w węźle 3.

W pierwszym wariancie rozważano pracę źródeł w trybie regulacji napięć. Przyjęto tu, że wartość zadana napięcia generatora G2 (węzeł 2) jest równa 1,08 j.w. Ma to na celu ograniczenie przepływu mocy biernej w transformatorze WN/SN. W pozostałych źródłach utrzymywane jest napięcie niższe, równe 1,01 j.w.

Jak wynika z rys. 8, rozkład napięć w sieci jest wówczas zbliżony do przedstawionego na rys. 4. Widać wyższy poziom napięcia na szynach SN transformatora (węzeł 6) oraz nieco mniejszą zmienność napięć w gałęzi ze źródłami energii.

Wykorzystanie zdolności przesyłowych sieci staje się większe, co pokazuje rys. 9. W pełni wykorzystane są zdolności przesyłowe gałęzi sieci, za którymi ulokowane są źródła. Przepływy prądów w gałęziach 1–6, 7–8, 8–9 oraz 9–10 są równe znamionowym. Przepływ w gałęzi 6–7 jest mniejszy od znamionowego, z przyczyny omówionej wcześniej.

1,06 1,05 1,04 1,03 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 1

2

3

Węzły

4

5

6

Rys. 8. Rozkład napięć w węzłach sieci (oznaczenia węzłów: 1 – nr 1; 2 – nr 6; 3 – nr 7, 11; 4 – nr 8, 12; 5 – nr 9, 13; 6 – nr 10, 14; górne krzywe odpowiadają węzłom nr: 7, 8, 9, 10, a dolne węzłom nr: 11, 12, 13 i 14; źródła pracują w trybie regulacji napięcia: Uz2 = 1,08, Uz3 = Uz4 = Uz5 = 1,01)

63

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

64 1

I(1,6)

0,5

I(6,7) I(6,11)

0

I(7,8)

-0,5

I(8,9)

-1

I(9,10)

-1,5 0

6

12 T [h]

18

24

Q [Mvar]

Rys. 9. Obciążenie elementów sieci w wariancie przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij (źródła pracują w trybie regulacji napięcia: Uz2 = 1,08, Uz3 = Uz4 = Uz5 = 1,01)

10 8 6 4 2 0 -2 -4 -6

Q2 Q3 Q4 Q5

0

6

12 T [h]

18

24

Rys. 10. Moce czynne wprowadzane przez źródła do sieci (źródła pracują w trybie regulacji napięcia: Uz2 = 1,08, Uz3 = Uz4 = Uz5 = 1,01)

Na rys. 10 pokazano zmienność mocy czynnej, jaka jest wymagana do uzyskania efektu pokazanego na rys. 9. Na podstawie przebiegów z tego rysunku można odczytać minimalne moce źródeł, jakie są wymagane do uzyskania przedstawionego stanu. Moce te powinny być równe maksymalnym dla danego źródła odczytanym z rys. 9. W rozważanym przykładzie są one równe: P2 = 20 MW, P3 = 2 MW, P4 = 2 MW, P5 = 10 MW. Moce te, podane tu w zaokrągleniu w górę, odpowiadają wynikającym z zależności (3) dla generatora G5, (7) dla generatorów G3 i G4 oraz z zależności (11) dla generatora G2.

Rys. 11 przedstawia wartości mocy biernych generowanych przez źródła wynikające między innymi z wartości napięć zadanych źródeł. Widać tu, że generator G2 wprowadza, a generator G5 pobiera dość dużą moc bierną. Moc bierna generowana przez generator G2 zużywana jest na pokrycie mocy biernej pobieranej w górnej gałęzi sieci i tym samym powoduje ograniczenie mocy biernej przepływającej przez transformator WN/SN (pokazuje to rys. 12). Wprowadzanie mocy biernej przez ten generator do sieci jest zatem uzasadnione, a nawet niezbędne. Natomiast duży pobór mocy biernej przez generator G5 nie jest uzasadniony. Pobór ten można zmniejszyć, zwiększając wartość zadaną napięcia. Przykładowo zwiększając napięcie Uz5 do wartości 1,08, uzyskamy spadek mocy biernej pobieranej do około 1 Mvar, ale w efekcie tego nastąpi wzrost napięcia w węźle 10 do wartości równej około 1,07 j.w.

Przepływami mocy biernej w transformatorze WN/SN można również sterować za pomocą baterii kondensatorów przyłączonych do szyn rozdzielni SN lub za pomocą transformatora (regulacja przekładnią transformatora). W obydwu przypadkach będzie to jednak regulacja nieciągła i stosunkowo wolna.

Q [Mvar]

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

10 8 6 4 2 0 -2 -4 -6

Q2 Q3 Q4 Q5

0

6

12 T [h]

18

24

P [MW], Q [Mvar]

Rys. 11. Moce bierne wprowadzane przez źródła do sieci (źródła pracujące w trybie regulacji napięcia: Uz2 = 1,08, Uz3 = Uz4 = Uz5 = 1,01) 20 15 10

PT

5

QT

0 -5 0

6

12

18

24

T [h]

Rys. 12. Przepływ mocy czynnej i biernej przez transformator WN/SN (źródła pracujące w trybie regulacji napięcia: Uz2 = 1,08, Uz3 = Uz4 = Uz5 = 1,01)

U [j.w.]

Stany sieci związane z pracą źródeł w trybie regulacji współczynnika mocy przedstawiono na rysunkach 13÷16. W prezentowanym przykładzie przyjęto, że źródła pracują z zadanym współczynnikiem mocy równym tgφGz = 0. Odpowiada to obecnym wymaganiom operatorów systemów i praktyce systemowej.

Na podstawie przebiegów z rysunku 15 minimalna moc źródeł, jaka teoretycznie jest wymagana do uzyskania przedstawionego stanu, jest równa: P2 = 16 MW, P3 = 2 MW, P4 = 2 MW, P5 = 11 MW. Widać tu wyraźnie mniejszą, w stosunku do poprzedniego przykładu, wartość maksymalnej mocy generatora G2.

Ze względu na brak mocy biernej wprowadzanej do sieci przez generator G2 (tgφG = 0) występują tu dość duże przepływy mocy biernej przez transformator WN/SN (rys. 16). Skutkuje to większym niż na rys. 8 (praca w trybie regulacji napięcia) spadkiem napięcia na transformatorze WN/SN oraz (o czym już wspomniano) mniejszą mocą czynną, jaka może być wprowadzona do sieci przez generator G2 (rys. 15 w stosunku do rys. 10).

Moc generatora G2, mniejsza niż uzyskana w poprzednim przykładzie, może być zwiększona do poziomu, jak pokazany na rys. 10, przez zastosowanie układu minimalizującego przepływ mocy biernej w transformatorze WN/ SN, np. przez zastosowanie sterowanej baterii kondensatorów, przyłączonej do rozdzielnicy SN. Wykorzystanie do regulacji przepływu mocy biernej transformatora (teoretycznie możliwe) nie jest tu uzasadnione, ponieważ wówczas w rozważanej sieci nie występowałby element odpowiedzialny za utrzymanie (regulację) napięcia.

1,1 1,08 1,06 1,04 1,02 1 0,98 0,96 0,94 1

2

3

Węzły

4

5

6

Rys. 13. Rozkład napięć w węzłach sieci (oznaczenia węzłów: 1 – nr 1; 2 – nr 6; 3 – nr 7, 11; 4 – nr 8, 12; 5 – nr 9, 13; 6 – nr 10, 14; górne krzywe odpowiadają węzłom nr: 7, 8, 9, 10, a dolne węzłom nr: 11, 12, 13 i 14; źródła pracujące w trybie regulacji współczynnika mocy: tgφGz = 0)

65

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

66

Ograniczenie wartości mocy biernej przepływającej przez transformator WN/SN można również uzyskać, zwiększając wartość zadanego współczynnika mocy generatora G2 lub mocy biernej zadanej tego generatora.

Możliwości takiego działania są jednak ograniczone przez wzrost napięcia na końcu gałęzi ze źródłami mocy.

1

I(1,6)

0,5

I(6,7) I(6,11)

0

I(7,8)

-0,5

I(8,9)

-1

I(9,10)

-1,5 0

6

12 T [h]

18

24

Rys. 14. Obciążenie elementów sieci w wariancie przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij (źródła pracujące w trybie regulacji współczynnika mocy: tgφGz = 0)

20 P2

P [MW]

15

P3

10

P4 P5

5 0 0

6

12 T [h]

18

24

P [MW], Q [Mvar]

Rys. 15. Moce czynne wprowadzane przez źródła do sieci (źródła pracujące w trybie regulacji współczynnika mocy: tgφGz = 0)

20 15 10 5 0 -5 -10

PT QT

0

6

12

18

24

T [h]

Rys. 16. Przepływ mocy czynnej i biernej przez transformator WN/SN (źródła pracujące w trybie regulacji współczynnika mocy: tgφGz = 0)

4. STRATY ENERGII Zagadnieniem związanym z powyższymi rozważaniami i zarazem bardzo ważnym dla operatora sieci rozdzielczej są straty mocy czynnej i energii w sieci.

Rozważana powyżej maksymalizacja wykorzystania sieci do poziomu wynikającego z zasady przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij lub przyłącz i aktywnie steruj prowadzi w oczywisty sposób do wzrostu strat mocy czynnej i energii w danej sieci. Wzrost ten wyrażony w jednostkach mocy lub energii wynika z kwadratowej zależności

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

strat mocy od wartości prądu płynącego w odcinkach linii elektroenergetycznych. Przykładowo straty w linii elektroenergetycznej o poziomie wykorzystania rzędu 50% po wzroście jej wykorzystania do 100% wzrosną czterokrotnie.

Przyłączenie źródeł generacji rozproszonej do sieci dystrybucyjnej nie musi jednak prowadzić do wzrostu strat mocy i energii. Przyłączenie źródeł o określonej mocy (mniejszej niż podawane w rozdziale 2) prowadzi bowiem (prowadzić może) do odciążania sieci i tym samym zmniejszania się poziomu strat mocy i energii.

Dla sieci o dowolnej strukturze problem minimalizacji strat energii w sieci można sformułować następująco. Poszukiwane są wartości prądów (mocy) wprowadzane przez źródła do systemu, dla których straty energii elektrycznej (mocy) są mniejsze niż dla sieci bez tych źródeł. Zagadnienie to formalizuje zależność: T

T

2

EbezG = ∑(∫T 2 3 Ii,j Ri,j dt) > ∑ (∫T2 3 Ii,j – IG,j )2 Ri,j dt)= EzG 1

gdzie: Ii,j IG,j Rij t,T1,T2

(12)

1

– prąd w gałęzi i-j – prąd generatora wprowadzony do węzła j – rezystancja linii i-j – czas.

Jeżeli rozważać gałąź sieci promieniowej jak na rys. 1, przy następujących założeniach upraszczających: • Zmienność mocy pobieranych w każdym węźle odbiorczym jest jednakowa i ma postać jak na rys. 17.

Prąd pobierany przez odbiory przyjmuje dwie wartości: maksymalną IM i minimalną Im. Czas trwania obciążenia prądem IM jest równy TM, a czas trwania obciążenia prądem Im jest równy Tm • Generacja mocy w każdym węźle jest stała w czasie i jednakowa w każdym węźle gałęzi IG,j = IG • Rezystancja Ri,j (i reaktancja) każdej gałęzi jest identyczna, to zależność (12) przyjmuje postać: N–1

N–1

N–1

N–1 ∑n=1 (nIM)2 TM + ∑n=1 (nIm)2 Tm > ∑n=1 (nIM – nIG)2 TM + ∑n=1 (nIm–n IG)2 Tm

I

Tm

(13)

TM

IM IG Im

0

T

t

Rys. 17. Założona przykładowa zmienność obciążenia węzłów sieci rozdzielczej

Nierówność (13) jest spełniona dla prądów źródeł z przedziału: (14) Funkcja f(IG) równa różnicy lewej i prawej strony zależności (13) przyjmuje wartość minimalną dla prądu źródeł IG równego: (15)

67

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

68

Prąd ten można przekształcić na obciążenie (np. w celu porównania z zależnościami z rozdziału 2) przez przemnożenie go przez napięcie znamionowe i 1,73.

Zmiana strat energii, tj. iloraz prawej do lewej strony zależności (13), wynikająca z pracy źródeł generujących prąd IGopt o wartości jak w zależności (15), jest równa: (16) Na rys. 18 przedstawiono zależność optymalnego prądu źródeł IGopt oraz iloraz strat energii w układzie ze źródłami i bez źródeł, w sytuacji, gdy źródła wprowadzają do sieci prąd IGopt, określony zależnością (15). Widać tu, że gdy prąd minimalny odbiorów Im jest równy zeru, tzw. optymalny prąd źródeł IGopt powinien być równy połowie wartości prądu maksymalnego IM. Wówczas straty energii zmniejszają się dwukrotnie, tj. do 50% strat w systemie bez źródeł. W miarę wzrostu wartości prądu minimalnego Im rośnie wartość tzw. optymalnego prądu źródeł i maleją straty energii w sieci (rozważanej gałęzi).

W skrajnym przypadku, tj. gdy Im = IM, optymalny prąd źródeł staje się równy prądowi IG = IM. Wówczas straty energii w sieci spadają do zera. Dzieje się tak dlatego, ponieważ prądy źródeł stają się równe prądom pobieranym w węzłach odbiorczych.

IGopt EzG/EbezG

Rys. 18. Zależność optymalnego prądu źródeł IGopt i względnej zmiany obciążenia EzG/EbezG od ilorazu prądów Im/IM dla TM = Tm

Z kolei, jeżeli źródło energii jest źródłem, które włącza się do pracy w systemie okresowo, to zależności podane powyżej ulegają modyfikacjom zależnym od tej okresowej zmienności pracy tego źródła.

Przyjmijmy, że źródłami energii w rozważanej sieci (gałęzi) są elektrownie wiatrowe, które pracują w okresie zwiększonego zapotrzebowania na energię, tj. w ciągu dnia. Jest to ponownie pewne uproszczenie. Jednak o tyle uzasadnione, że w ciągu nocy prędkość wiatru maleje i generacja elektrowni wiatrowych jest rzeczywiście mniejsza. Przyjmijmy równocześnie, że: • elektrownie wiatrowe pracują ze stałą mocą (stały co do wartości prąd IG) • czas pracy elektrowni jest równy TG i jest nie większy niż czas TM. Wówczas zależność (12) przyjmuje postać: N–1

N–1

N–1 (nIM)2 (TM – TG) ∑n=1 nIM2 TM > ∑n=1 (nIM – nIG)2 TG + ∑n=1

(17)

W zależności tej nie występuje prąd minimalny Im, ponieważ straty energii powodowane tym prądem występują w sieci bez źródeł energii, jak i z rozważanymi źródłami.

Funkcja f(IG) równa różnicy lewej i prawej strony zależności (17) przyjmuje wartość minimalną dla prądu źródeł IG równego:

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

IGopt = IM

(18)

Zależność (18) jest intuicyjnie zasadna, ponieważ obniżanie strat energii w sieci (gałęzi) w rozważanej sytuacji będzie miało miejsce tylko w okresach pracy źródeł. Maksymalne obniżenie strat energii wystąpi, gdy źródła będą zasilały „swoje” odbiory, tj. minimalizowane będą przepływy energii w gałęziach sieci.

Zmiana strat energii, tj. iloraz prawej do lewej strony zależności (18, jak i 12), wynikająca z pracy źródeł generujących prąd IGopt, jak w zależności (18), będzie wówczas równa: (19) Na rys. 19 przedstawiono iloraz strat energii w układzie ze źródłami i bez źródeł, w sytuacji, gdy źródła wprowadzają do sieci tzw. prąd optymalny, określony zależnością (18), gdy czas pracy źródeł jest równy czasowi maksymalnego obciążenia sieci: TG = TM = Tm. Widać tu, że w miarę wzrostu prądu minimalnego Im straty energii rosną. Efekt ten jest odwrotny do pokazanego na rys. 18.

EzG/EbezG

Rys. 19. Zależność względnej zmiany strat energii EzG/EbezG od ilorazu prądów Im/IM dla TG = TM = Tm

Podsumowując powyższe, należy stwierdzić, że przyłączanie generacji rozproszonej może prowadzić do istotnego obniżenia się strat energii w sieci rozdzielczej.

W przypadku źródeł pracujących okresowo w ciągu doby, a dokładnie w ciągu dnia, jak np. elektrownie wiatrowe (pomijając okresy przechodzenia frontu burzowego) czy źródła fotowoltaiczne, maksymalne zmniejszenie się strat energii wystąpi w przypadku pracy źródeł z mocą zbliżoną do maksymalnej mocy odbiorów2.

Natomiast w przypadku źródeł pracujących (mogących pracować) w ciągu doby ze stałą mocą, np. elektrownie biogazowe, biomasowe czy na paliwa ciekłe, maksymalne zmniejszenie się strat energii wystąpi w przypadku pracy źródeł z mocą zbliżoną do średniej ważonej obciążenia maksymalnego i minimalnego. Dla uproszczenia można przyjąć tu średnią arytmetyczną obciążenia minimalnego i maksymalnego.

5. PODSUMOWANIE Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną ponad możliwości transformatora sieciowego w danej sieci może być realizowany przez wymianę lub dodanie transformatora sieciowego WN/SN (lub SN/nN) lub przez instalowanie w tej sieci źródeł energii.

2 Powyższe stwierdzenia są prawdziwe przy przyjętych założeniach. Ze względu na występującą w rzeczywistości zmienność obciążeń, jak i zmienność generacji źródeł niespokojnych, należy je traktować jako pewne przybliżenie.

69

70

Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

Instalowanie źródeł energii w sieci może być realizowane do poziomu wynikającego z zależności przedstawionych w rozdziale 2. Nie jest wówczas wymagana wymiana transformatora sieciowego. Zależności określające maksymalne wartości mocy źródeł, jakie mogą być przyłączane w węzłach sieci, odnoszą się do stanu braku aktywnego oddziaływania operatora systemu dystrybucyjnego na sieć (w tym na źródła). Dla operatora systemu jest to stan wygodny, ponieważ nie angażuje go w aktywne oddziaływanie na system, czy to przez bezpośrednie sterowanie źródłami, czy to poprzez usługi systemowe.

W sytuacji przyłączania źródła (źródeł) tylko w głębi sieci, tj. w węzłach od 2 do N, wzrost zapotrzebowania na energię w danej sieci bez konieczności wymiany transformatora sieciowego na większy lub budowy nowego węzła do zasilania tej sieci jest możliwy do poziomu równego sumie maksymalnych obciążeń istniejących gałęzi 1–2, tj. pierwszych odcinków istniejącej sieci. Wzrost ten nie może być większy od sumy mocy źródeł przyłączonych do tej sieci.

Natomiast po przyłączeniu źródła (źródeł) do szyn rozdzielni po stronie dolnego napięcia transformatora sieciowego możliwe jest zwiększenie mocy źródła (źródeł) energii elektrycznej, przy założeniu braku modyfikacji istniejącej infrastruktury sieciowej, do poziomu ograniczonego przez: • obciążalność dopuszczalną długotrwale i zwarciową rozdzielnicy • wytrzymałość zwarciową istniejącej aparatury łączeniowej oraz linii przesyłowych (kabli lub przewodów linii napowietrznych).

Warto zaznaczyć, że rozbudowa sieci (linii) jako wynik wzrostu zapotrzebowania może spowodować wzrost mocy źródeł, jakie mogą być zainstalowane w danej sieci bez konieczności realizacji inwestycji sieciowych, a przyłączanych według zasady: przyłącz i zapomnij oraz przyłącz, steruj lokalnie i zapomnij.

Dalszy wzrost zapotrzebowania w danej sieci wymaga rozbudowy węzła zasilającego lub dalszego zwiększenia mocy źródeł przyłączonych do danej sieci. Zwiększenie mocy źródeł, przy zachowaniu istniejącego transformatora sieciowego WN/SN (lub SN/nN), jest w istocie realizacją idei zastępowalności inwestycji sieciowej usługą systemową. Jest to wówczas przyłączenie źródła typu: przyłącz i aktywnie steruj, gdzie to sterowanie może być realizowane nie tylko on-line, ale musi mieć postać usługi systemowej3. Dlaczego? Dlatego, że najistotniejszym wymogiem do spełnienia przez źródło energii elektrycznej jest jego zdolność do bezprzerwowej (pewnej) pracy w zdefiniowanych okresach czasu. Wymaga się tu, tj. gdy moc maksymalna pobierana przez odbiory przekroczy moc znamionową transformatora zasilającego sieć (abstrahując od możliwości okresowego przeciążenia transformatora), pewności pracy większej niż pewność pracy dużych jednostek wytwórczych w systemie przesyłowym. Wynika to z braku możliwości rezerwowania tak ulokowanego źródła. Tę zdolność rezerwowania można jednak uzyskać i to na różne sposoby. Jako sposób podstawowy należy uznać wykorzystanie odpowiednio dużej liczby jednostek wytwórczych w danej sieci jako źródeł podlegających sterowaniu operatorskiemu.

Niezawodność dostawy energii powinna być elementem umowy pomiędzy prosumentem (właścicielem źródła energii będącym równocześnie odbiorcą energii, tj. producentem i konsumentem) a operatorem sieci.

Niezawodność dostawy energii można również zwiększyć, wykorzystując technologie zasobnikowe. Mogą być one ulokowane u prosumenta, producenta lub konsumenta. Z punktu widzenia pracy sieci oraz zależności przedstawionych w rozdziale 2, lokalizacja zasobników energii nie ma znaczenia. Z punktu widzenia jakości sterowania i kosztu systemu sterowania może znaczenie mieć. Energia, jaką może gromadzić zasobnik energii, koryguje moc minimalną, jaka może być pobierana w węźle sieci, tj. wielkość SmO,i. Zastosowanie zasobników energii powiększające wartość mocy minimalnej, pobieranej w węźle, zwiększa moc źródeł, jakie mogą być przyłączone do danej sieci.

Ciężar sterowania siecią może być przeniesiony lub częściowo przeniesiony na źródło energii, tj. na prosumenta. Sterowanie to może być realizowane tylko poprzez odpowiednie zdefiniowanie charakterystyk wybranych układów regulacji jednostki wytwórczej prosumenta lub poprzez zdefiniowanie tych charakterystyk oraz jednoczesne oddziaływanie typu on-line na wybrane obiekty danej sieci przez operatora sieci. W powyższych procesach regulacyjnych mogą być, i będą, wykorzystywane technologie sieci typu smart grid.

Elementem, który może w przyszłości w istotny sposób wpłynąć na pracę sieci tego typu będzie system DSM (demand side management), gdzie w stanach awaryjnych sieci działanie powinno koncentrować się na ograniczaniu mocy pobieranej, natomiast w normalnych stanach pracy sieci na „spłaszczaniu” krzywej obcią-

3 Usługi tego typu w sieciach rozdzielczych, ze względów legislacyjnych, nie są obecnie realizowane.

Maksymalizacja vs optymalizacja wykorzystania elektroenergetycznych sieci rozdzielczych o strukturze promieniowej

żenia. Działania mające na celu spłaszczenie krzywej obciążenia mogą mieć charakter aktywny, tj. formę bezpośredniego sterowania odbiorami u konsumenta energii (np. włącz poza szczytem obciążenia), lub charakter pasywny, np. mający formę oddziaływania na konsumenta taryfami.

Podsumowując powyższe, można stwierdzić, że pytanie wynikające z tytułu artykułu: wykorzystywać sieci elektroenergetyczne w sposób maksymalny czy w stopniu minimalizującym straty energii, pozostaje nadal otwarte. Odpowiedzi na nie może udzielić analiza ekonomiczna, uwzględniająca koszty rozbudowy sieci, a w tym koszty uniknięte tej rozbudowy.

Pewnikiem jest natomiast, że w istniejących sieciach elektroenergetycznych przyłączanie źródeł generacji rozproszonej, odpowiednio co do lokalizacji oraz o odpowiedniej mocy znamionowej, będzie prowadziło do obniżenia strat mocy i energii elektrycznej. Tym samym będzie mogło przynosić spółkom dystrybucyjnym pewne korzyści finansowe. Można również stwierdzić, że etap rozwoju sieci rozdzielczych, polegający na maksymalizacji ich wykorzystania (jako wynik nasycania sieci generacją rozproszoną), poprzedzony zostanie etapem minimalizacji strat energii (jako wynik ograniczonego nasycenia generacją rozproszoną).

BIBLIOGRAFIA 1. Kulczycki J., Rudziński M., Straty energii jako nieodzowne potrzeby własne sieci, Acta Energetica 01/2009.

2. Tomczykowski J., Frąckowiak R., Gałan T., Przebiegi obciążeń odbiorców typu gospodarstwa domowe, Konferencja Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE ’09, Jurata 3–5 czerwca 2009.

3. Kot A., Kulczycki J., Szpyra W.K., Możliwość redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć, Acta Energetica 02/2009.

71

72

Jacek Marecki / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Jacek Marecki Gdańsk / Polska Dyplom inżyniera elektryka uzyskał w 1952 roku na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej.

Zajmował się projektowaniem elektrowni i elektrociepłowni przemysłowych (1952–1954), a po uzyskaniu dyplomu magistra inżyniera w 1954 roku pracował na budowie elektrowni Czechnica we Wrocławiu. Jako stypendysta Fundacji Forda odbył roczne studia podyplomowe w zakresie energetyki jądrowej w Royal College of Science and Technology w Glasgow (1958–1959), po czym przebywał na stażu naukowym w Electricité de France w Paryżu (1962). Stopień doktora nauk technicznych (1961) i doktora habilitowanego (1966) uzyskał na Wydziale Elektrycznym PG. W roku 1971 otrzymał tytuł naukowy profesora nadzwyczajnego, a w 1979 roku – profesora zwyczajnego. W 1991 roku został wybrany na członka korespondenta Polskiej Akademii Nauk, a od 2004 roku jest członkiem rzeczywistym PAN. W 2010 roku został również powołany na członka Akademii Inżynierskiej w Polsce.

Jako długoletni nauczyciel akademicki na Politechnice Gdańskiej (1959–2005) ma wybitne osiągnięcia w kształceniu specjalistów w dziedzinie energetyki, zwłaszcza w zakresie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, elektrowni jądrowych oraz kompleksowej gospodarki energetycznej. Wypromował czternastu doktorów nauk technicznych. Jest autorem lub współautorem ponad dwustu prac opublikowanych, w tym dziesięciu monografii, studiów i rozpraw naukowych oraz czterech podręczników akademickich i skryptów.

Wydana w Anglii monografia „Combined Heat and Power Generating Systems” była wielokrotnie cytowana. Podręcznik akademicki „Podstawy przemian energetycznych”, wydany już trzykrotnie, jest od kilku lat używany na wydziałach elektrycznych politechnik w całym kraju.

Współczesne technologie jądrowe w energetyce

WSPÓŁCZESNE TECHNOLOGIE JĄDROWE W ENERGETYCE 1 prof. dr hab. inż. Jacek Marecki / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIE Do awangardowych dziedzin nauki i techniki, mających również duże znaczenie dla gospodarki, należą współczesne technologie energetyczne, dotyczące źródeł energii elektrycznej. Wśród nich renesans przeżywają obecnie elektrownie jądrowe, których budowę planuje się w wielu krajach świata, w tym także w Polsce.

Z licznych opracowań wykonanych w ostatnich latach i prezentowanych na różnych konferencjach krajowych i międzynarodowych, organizowanych m.in. przez Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” i Komitet Problemów Energetyki PAN, wynikały wnioski o konieczności budowy elektrowni jądrowych w Polsce. Przedstawiano w nich argumenty przemawiające za rozpoczęciem programu rozwoju energetyki jądrowej w Polsce nie tylko ze względów energetycznych, lecz również ekonomicznych i ekologicznych.

W celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju konieczna jest budowa nowych elektrowni systemowych, które umożliwią pokrycie przewidywanego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w sposób racjonalny z punktu widzenia: • energetycznego – a więc przy wykorzystaniu dostępnych zasobów i zwiększeniu dywersyfikacji źródeł energii pierwotnej • ekonomicznego – a więc przy minimalnych zdyskontowanych kosztach wytwarzania energii • ekologicznego – a więc przy spełnieniu obowiązujących w Unii Europejskiej wymagań prawnych oraz przy uwzględnieniu prognozowanych opłat za emisję CO2.

Rozwój technologii wytwarzania energii elektrycznej jest oczywiście związany z ewolucją podstawowych urządzeń energetycznych, którymi w elektrowniach jądrowych są reaktory. W związku z tym w artykule przedstawiono: • charakterystykę głównych grup współczesnych reaktorów energetycznych z punktu widzenia stosowanego w nich paliwa jądrowego, moderatora i chłodziwa • zestawienie rodzajów reaktorów eksploatowanych obecnie w czynnych elektrowniach jądrowych na świecie z podaniem łącznej mocy elektrycznej, zainstalowanej w poszczególnych grupach reaktorów • wyniki najnowszych porównań ekonomicznych elektrowni systemowych, przewidzianych do uruchomienia ok. 2030 r., a więc: elektrowni jądrowych z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi, elektrowni opalanych węglem kamiennym lub brunatnym oraz elektrowni gazowo-parowych opalanych gazem ziemnym.

2. PROGNOZY ROZWOJU ENERGETYKI JĄDROWEJ W XXI WIEKU Ocenia się, że do roku 2050 ludność świata wzrośnie do ok. 10 miliardów, przy czym prawie cały przyrost nastąpi w krajach rozwijających się. W związku z tym światowe zapotrzebowanie na energię elektryczną może 1 Artykuł stanowi zmienioną wersję referatu wygłoszonego na sesji plenarnej konferencji naukowo-technicznej pt. „Współczesne technologie i urządzenia energetyczne”, która odbyła się w Krakowie w dniach 15–17 września 2010.

Streszczenie W artykule rozpatrzono możliwości wykorzystania współczesnych technologii jądrowych w elektrowniach.

Podano prognozy rozwoju energetyki jądrowej na świecie do roku 2050. Przedstawiono udziały poszczególnych rodzajów reaktorów w łącznej mocy zainstalowanej w czynnych elektrowniach jądrowych. Przewidziano, że w pierwszej polskiej elektrowni jądrowej będą pracowały

reaktory jądrowe jednego z trzech następujących rodzajów: lekkowodne ciśnieniowe typu PWR, lekkowodne wrzące typu BWR lub ciężkowodne typu CANDU. Podano wyniki analiz porównawczych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych oraz w elektrowniach spalających paliwa organiczne: węgiel kamienny, węgiel brunatny albo gaz ziemny.

73

Jacek Marecki / Politechnika Gdańska

74

ulec podwojeniu w stosunku do stanu z roku 2010. Nie ulega bowiem wątpliwości, że energia w ogóle, a energia elektryczna w szczególności stanowi dobro należące do podstawowych potrzeb człowieka zarówno w krajach uprzemysłowionych, jak i we wzrastającym stopniu w krajach rozwijających się.

Na rys. 1 i 2 przedstawiono wyniki prognozy zużycia energii elektrycznej na świecie do 2050 roku, opracowanej w Międzynarodowym Instytucie Stosowanej Analizy Systemów (IIASA) i zaprezentowanej na jednym z kongresów Światowej Rady Energetycznej (World Energy Council) [1]. Przewiduje się, że światowe zużycie energii elektrycznej w 2050 roku wyniesie ok. 40 PWh (40 miliardów MWh), co oznaczałoby 3,5-krotny wzrost w porównaniu ze stanem z roku 1990.

41,0

103 TWh

100%

18

61

OECD

55

44

OECD

Transf.

Rozw.

Transf.

21,5

Rozw.

5,8

14

11,9 11,8 7,2 2,2

2,9

14

17,2

19

6,7

31

20

2,4 1990

2020

1990

2050

42

2020

2050

Rys. 2. Prognoza struktury zużycia energii elektrycznej na świecie (%), wg [1]

Rys. 1. Prognoza zużycia energii elektrycznej na świecie, wg [1]

Istotny udział w rozwoju będzie miała zapewne energetyka jądrowa. W publikacjach z ostatnich lat, które zreferowano m.in. w pracach [2–5], podkreśla się następujące okoliczności charakterystyczne dla jądrowych technologii energetycznych: • istnienie szerokiej bazy surowcowej uranu i w miarę potrzeb toru, które nie posiadają innych zastosowań pozaenergetycznych • wysokie bezpieczeństwo dostaw ze względu na łatwość tworzenia wieloletnich strategicznych zasobów paliw • praktycznie zerowy poziom wydzielania do środowiska dwutlenku węgla (CO2) i innych szkodliwych substancji • stabilność kosztów produkcji energii elektrycznej ze względu na to, że koszt paliwa jądrowego stanowi tylko ok. 5% łącznych kosztów wytwarzania energii.

Łączna moc elektryczna zainstalowana w elektrowniach jądrowych 371,8 GW (438 bloków) Ameryka Płn. + Meksyk

35,2

UE + Szwajcaria WNP + Ukraina

134,8

82,8

Azja Ameryka Południowa Afryka

114,5

2,7 1,8

Rys. 3. Stan rozwoju energetyki jądrowej na świecie w końcu 2008 roku, moc zainstalowana w elektrowniach, wg [6]

Współczesne technologie jądrowe w energetyce

Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych: 2603 TWh (17,7% produkcji światowej) 20

13 Ameryka Płn. + Meksyk UE + Szwajcaria

504

907

WNP + Ukraina Azja

239

Ameryka Południowa Afryka

920 Rys. 4. Stan rozwoju energetyki jądrowej na świecie w końcu 2008 roku: produkcja energii elektrycznej, wg [6]

Na rys. 3 i 4 przedstawiono stan rozwoju energetyki jądrowej na świecie w końcu 2008 roku, według danych statystycznych opublikowanych przez Międzynarodową Agencję Energii Atomowej w roku 2009 [6]. Łączna moc elektryczna, zainstalowana w 438 blokach eksploatowanych w elektrowniach jądrowych na świecie, wynosiła wówczas 371,8 GW, z czego 134,8 GW przypadało na kraje Unii Europejskiej i Szwajcarię. Udział tych elektrowni w światowej produkcji energii elektrycznej wynosił w 2008 roku 17,7%, a w wyżej wymienionych krajach europejskich – ok. 37%.

We wspomnianej prognozie IIASA [1] przewiduje się, że w scenariuszu uwzględniającym wysokie wymogi ochrony środowiska i zrównoważonego rozwoju nastąpi wzrost mocy zainstalowanej w elektrowniach jądrowych do ok. 1120 GW w 2050 roku, co oznaczałoby trzykrotny wzrost w stosunku do stanu obecnego. Przewidywania te opierają się na założeniu, że rozwój energetyki jądrowej nastąpi głównie w krajach eksploatujących obecnie elektrownie jądrowe lub planujących ich budowę.

Do krajów tych dołączy wkrótce Polska, w której po okresie gorącej dyskusji na temat potrzeby rozwoju energetyki jądrowej, przedstawionej m.in. w referacie grupy polskich specjalistów na kongresie Światowej Rady Energetycznej w roku 2007 [4], przechodzi się obecnie do realizacji programu rządowego. Istnieje więc realna szansa na to, że do roku 2030 powstaną w Polsce co najmniej dwie elektrownie jądrowe o mocy po 1500–1600 MW.

3. RODZAJE TECHNOLOGII JĄDROWYCH W ENERGETYCE Przedmiotem prac studialnych i dyskusji oraz postępowania przetargowego będzie wkrótce sprawa wyboru rodzaju technologii energetycznej, czyli typu reaktora i urządzeń pomocniczych dla pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. W związku z tym przypomniano główne rodzaje jądrowych reaktorów energetycznych, opisane m.in. w pracy [7]. W tab. 1 podano powszechnie stosowane, angielskie oznaczenia tych reaktorów, pochodzące przeważnie od rodzajów moderatora i chłodziwa.

75

Jacek Marecki / Politechnika Gdańska

76

Tab. 1. Podział jądrowych reaktorów energetycznych na rodzaje, wg [7] Grupa reaktorów

Oznaczenia

Paliwo

Moderator

Chłodziwo

Lekkowodne ciśnieniowe

PWR (APWR) (WWER)

UO2 wzbogacone

lekka woda

lekka woda pod ciśnieniem

Lekkowodne wrzące

BWR (ABWR)

UO2 wzbogacone

lekka woda

lekka woda wrząca

Ciężkowodne

PHWR

UO2 naturalne lub wzbogacone

ciężka woda

ciężka woda pod ciśnieniem

Wodno-grafitowe

LWGR (RBMK)

UO2 wzbogacone

grafit

lekka woda

Gazowo-grafitowe

GCR (AGR) (HTGR) FBR

uran naturalny lub UO2 wzbogacone

grafit

CO2 lub hel

UO2 wzbogacone + PuO2

–

ciekły sód

Prędkie powielające

Na rys. 5 przedstawiono natomiast udziały poszczególnych grup reaktorów w łącznej mocy zainstalowanej czynnych elektrowni jądrowych na świecie według danych MAEA z 2009 roku [6]. Okazuje się, że dominujący udział (ok. 65%) w energetyce światowej mają reaktory lekkowodne ciśnieniowe typu PWR (pressurised water reactors), których łączna moc elektryczna, zainstalowana w 264 blokach, wynosi 243 GW.

Razem 438 szt. 371,8 GW BWR: 94 85,3 GW 22,9% PWR: 264 243 GW 65, 4%

PHWR: 44 22, 4 GW 6,0% LWGR: 16 11, 4 GW 3,1% GCR: 18 9,0 GW 2, 4% FBR: 2 0,7 GW 0,2%

PWR BWR PHWR LWGR GCR FBR

Rys. 5. Rodzaje reaktorów w czynnych elektrowniach jądrowych na świecie w końcu 2008 roku, wg [6]

Na drugim miejscu znajdują się reaktory lekkowodne wrzące typu BWR (ang. boiling water reactors), których łączna moc wynosi 85,3 GW, co stanowi ok. 23%. Całkowita moc zainstalowana w blokach energetycznych z reaktorami lekkowodnymi obu rodzajów stanowi zatem ok. 88% mocy czynnych obecnie elektrowni jądrowych.

Paliwem jądrowym w tych reaktorach jest uran wzbogacony w postaci dwutlenku uranu (UO2), a moderatorem i chłodziwem – lekka woda (H2O).

Trzecie miejsce pod względem łącznej mocy zainstalowanej i jej udziału w całkowitej mocy wszystkich elektrowni jądrowych na świecie zajmują reaktory ciężkowodne typu PHWR (ang. pressurised heavy water reactors). Ich łączna moc, wynosząca ponad 22 GW, stanowi obecnie 6% mocy całkowitej. Paliwem jądrowym może być w nich uran naturalny ze względu na lepsze własności jądrowe ciężkiej wody (D2O) jako moderatora. Można jednak stosować w tych reaktorach uran lekko wzbogacony w postaci UO2.

Wydaje się, że przy podejmowaniu decyzji w sprawie wyboru typu reaktora dla pierwszej polskiej elektrowni jądrowej oraz ewentualnie następnych elektrowni trzeba będzie dokładnie rozważyć wszystkie aspekty techniczne i ekonomiczne, związane z reaktorami należącymi do wyżej wymienionych trzech rodzajów. Mogą to być:

Współczesne technologie jądrowe w energetyce

• reaktory lekkowodne ciśnieniowe typu PWR (APWR – advanced pressurised water reactors), oferowane przez firmę Westinghouse lub przez konsorcjum francusko-niemieckie (EPR – ewolucyjny reaktor wodny ciśnieniowy) • reaktory lekkowodne wrzące typu BWR (ABWR – advanced boiling water reactors), oferowane przez firmę General Electric • reaktory ciężkowodne typu PHWR, oferowane przez firmę Atomic Energy of Canada Ltd. pod nazwą CANDU (Canada Deuterium Uranium Reactor).

Istotne znaczenie mają przy tym analizy techniczno-ekonomiczne, w których bierze się pod uwagę zarówno nakłady inwestycyjne na budowę elektrowni, jak również wszystkie rodzaje kosztów rocznych, stałych i zmiennych, wewnętrznych i zewnętrznych. W przypadku elektrowni na paliwa organiczne, porównywanych z elektrowniami jądrowymi, do kosztów zewnętrznych zalicza się głównie koszty związane z uprawnieniami do emisji CO2.

4. ASPEKTY EKONOMICZNE ROZWOJU ELEKTROWNI SYSTEMOWYCH Jedną z najnowszych analiz porównawczych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach różnego rodzaju przestawił M. Duda w pracy [8], opartej na obliczeniach wykonanych w Agencji Rynku Energii w 2009 roku na zamówienie Ministerstwa Gospodarki. W pracy tej rozpatrzono kilkanaście rodzajów elektrowni przewidzianych do uruchomienia ok. 2020 roku i w latach późniejszych aż do roku 2050, a wśród nich następujące, szczególnie ważne elektrownie systemowe: • elektrownie jądrowe z reaktorami lekkowodnymi ciśnieniowymi III generacji typu PWR na uran wzbogacony • elektrownie kondensacyjne, spalające węgiel kamienny (WK) w kotłach pyłowych z instalacjami odsiarczania i odazotowania spalin oraz ewentualnymi dodatkowymi instalacjami do wychwytu i składowania CO2 (CCS – carbon capture and storage) • elektrownie kondensacyjne, spalające węgiel brunatny (WB) w kotłach pyłowych z instalacjami jak wyżej • elektrownie gazowo-parowe, spalające gaz ziemny i pracujące w układzie kombinowanym (GTCC – gas turbine combined cycle) wraz z ewentualnymi instalacjami CCS. W tab. 2 i na rys. 6 przedstawiono najważniejsze wyniki obliczeń cytowanych w pracy [8], które dotyczą elektrowni systemowych, przewidzianych do uruchomienia ok. 2030 roku. Obliczenia te były przeprowadzone w walucie euro z 2005 roku (€’05). Wynika z nich wyraźna konkurencyjność technologii jądrowej w stosunku do technologii opartych na spalaniu paliw ze względu na uprawnienia do emisji CO2.

Pożądane byłoby rozszerzenie powyższej analizy na inne rodzaje technologii, które mogą znaleźć zastosowanie w pierwszych polskich elektrowniach jądrowych. Należą do nich: • elektrownie z reaktorami lekkowodnymi wrzącymi typu BWR (ABWR i podobne) na uran wzbogacony • elektrownie z reaktorami ciężkowodnymi ciśnieniowymi typu PHWR na uran naturalny według technologii CANDU. Wszechstronne analizy techniczno-ekonomiczne różnych rodzajów technologii jądrowych powinny w niedługim czasie doprowadzić do ostatecznego wyboru typu i dostawcy reaktorów dla pierwszej polskiej elektrowni jądrowej, której uruchomienie ma nastąpić ok. 2020 roku.

77

Jacek Marecki / Politechnika Gdańska

78

Tab. 2. Porównanie ekonomiczne elektrowni systemowych, przewidzianych do uruchomienia ok. roku 2030, wg [8] Nakład inwestycyjny

Koszt energii w paliwie

Koszt wytwarzania energii

€’05/kW

€’05/GJ

€’05/MWh

Jądrowe PWR

2900

0,8

64

Węglowe WK

1600

3,8

98

Węglowe WK + CCS

2400

3,8

90

Węglowe WB

1700

2,2

92

Węglowe WB + CCS

2500

2,2

78

Gazowo-parowe

800

11,2

102

Gazowo-parowe + CCS

1200

11,2

104

Rodzaj elektrowni

€’05/MWh 90

98

102

WK

GTCC

104

92

78 64

EJ PWR

WB WK + CCS + CCS

WB

GTCC + CCS

Rys. 6. Koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych do uruchomienia ok. roku 2030, wg [8]

BIBLIOGRAFIA 1. Global Energy Perspectives to 2050 and Beyond. 17th Congress of the World Energy Council, Special Session 2, Houston 1998.

2. Marecki J., Wójcik T., Perspektywy energetyki jądrowej w XXI wieku, [w:] Perspektywy awangardowych dziedzin nauki i technologii do roku 2010. Wyd. Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” przy Prezydium PAN, Warszawa 1999.

3. Marecki J., Duda M., Aspekty energetyczne, ekonomiczne i ekologiczne rozwoju elektrowni jądrowych, Systems, 2006, t. 11, nr 1/2.

4. Marecki J., Duda M., Kerner A., Why Should Poland Go Nuclear? 20th Congress of the World Energy Council, Rome 2007.

5. Program on Technology Innovation: Integrated Generation Technology Options. Electric Power Research Institute, 2008.

6. Nuclear Power Plants in the World. International Atomic Energy Agency, Vienna 2009.

7. Chwaszczewski S., Technologie jądrowe w XXI wieku. Polityka Energetyczna, 2009, t. 12, nr 2/2.

8. Duda M., Aspekty ekonomiczne rozwoju elektrowni jądrowych, Spektrum, 2010, nr 3/4.

80

Krzysztof Żmijewski / ENERGA-OBRÓT SA

Autorzy / Biografie

Krzysztof Żmijewski Gdańsk / Polska Pracuje dla ENERGA-OBRÓT SA jako kierownik produktu. Zajmuje się wdrażaniem nowoczesnych produktów i technologii.

Absolwent Śląskich Technicznych Zakładów Naukowych w Katowicach. Tytuł magistra inżyniera uzyskał na Politechnice Warszawskiej. Pracował jako opiekun kluczowych klientów oraz kierownik projektów w Telekomunikacji Polskiej SA, pełnił także rolę niezależnego konsultanta i kierownika projektów w firmie Netia SA. Posiada doświadczenie w zakresie sprzedaży, zarządzania siecią sprzedaży, budowania relacji, budowania strategii, prowadzenia projektów, zarządzania i marketingu B2C, B2B, w szczególności w tworzeniu i wdrażaniu nowych produktów.

VAWT kluczem do rozwoju mikrogeneracji rozproszonej

VAWT KLUCZEM DO ROZWOJU MIKROGENERACJI ROZPROSZONEJ mgr inż. Krzysztof Żmijewski / ENERGA-OBRÓT SA

WPROWADZENIE Dlaczego szybki rozwój nowoczesnych technologii nie przekłada się wprost na możliwość natychmiastowego ich wykorzystania? Tak stawiając pytanie, chcę zwrócić Państwa uwagę na zagadnienie wykorzystania małych turbin wiatrowych o pionowej osi obrotu, tzw. VAWT (Vertical Axis Wind Turbin) w budowie i rozwoju rozproszonej mikrogeneracji.

Energia wyprodukowana w elektrowniach, elektrociepłowniach i OZE w 70% jest kupowana w ramach wolnego handlu, a pozostała część, wytwarzana przez wytwórców, jest kupowana według określonych proporcji.

Elektrociepłownie stanowią w tym 20,6%, źródła odnawialne stanowią 8,7%, produkcja z gazu to 2,9%1.

GENERACJA ROZPROSZONA – TURBINY WIATROWE VAWT W obszarze mojego zainteresowania znalazły się źródła odnawialne dające możliwość generowania energii w strukturze rozproszonej. Samo pojęcie generacji rozproszonej nie jest jednoznacznie zdefiniowane i możemy znaleźć definicje uwzględniające różne sposoby klasyfikacji oparte na zakresach mocy, sposobie przyłączenia czy technologii urządzeń wytwórczych. Najbardziej powszechna jest definicja generacji rozproszonej wykorzystująca opracowania CIGRE (International Council on Large Electric Systems) oraz EPRI (Electric Power Research Institute). Generacja rozproszona definiowana jest w Polsce jako: małe (o mocy znamionowej do 50–150 MW) jednostki lub obiekty wytwórcze, przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczych lub zlokalizowane w sieci elektroenergetycznej odbiorcy (za urządzeniem kontrolno-rozliczeniowym), często produkujące energię elektryczną z energii odnawialnych lub niekonwencjonalnych, równie często w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła2.

Energetyka rozproszona jest bardzo szerokim zagadnieniem, na które wpływ mają zmiany w całym rynku energetycznym na świecie. Wraz ze wzrostem zapotrzebowania na energię obserwujemy zmiany otoczenia mające duży wpływ na rynek energii. Na zmiany te wpływają regulacje prawne, rozwój nowych technologii, polityka ochrony klimatu, w tym założenia redukcji CO2, bezpieczeństwo energetyczne i kurczące się zasoby surowców naturalnych. Wymienione trendy będą w najbliższej przyszłości w istotny sposób wpływać na końcowych odbiorców energii. Rozwój energetyki rozproszonej stwarza szansę wykorzystania w większym stopniu odnawialnych zasobów naturalnych i co jest bardzo istotne – rozwój świadomości energetycznej u odbiorców końcowych. Na sąsiedniej stronie przedstawiono rys wydarzeń historycznych mających bezpośredni wpływ na zmiany w energetyce w Polsce3.

1 www.cire.pl, portal Centrum Informacji o Rynku Energii.

2 Józef Paska, Multimedialny katalog generacji rozproszonej.

3 Tomasz Sikorski, Edward Ziaja, Generacja rozproszona na tle obecnej struktury energetyki krajowej, Energetyka, grudzień 2008.

Streszczenie Artykuł porusza zagadnienie mikrogeneracji rozproszonej przy wykorzystaniu turbin wiatrowych. Autor przedstawia najważniejsze czynniki, które należy uwzględnić, rozważając możliwość instalacji mikroelektrowni wiatrowej, wskazuje podstawowe cechy i parametry turbin typu VAWT oraz wyzwania, z jakimi trzeba się zmierzyć, realizując takie przedsięwzięcie.

81

82

Krzysztof Żmijewski / ENERGA-OBRÓT SA

Tab. 1. Główne wydarzenia polityczne mające wpływ na rynek energetyki w Polsce Główne wydarzenia polityczne

Główne wydarzenia dla energetyki w Polsce 1989

Dokumenty programowe dla polskiej energetyki

1990

Założenia polityki energetycznej Polski do roku 2010

1997

Ustawa Prawo energetyczne

2000

Założenia polityki energetycznej Polski do roku 2020

Starania o członkostwo w Unii Europejskiej

2002

Ocena realizacji i korekta założeń polityki energetycznej Polski do 2010

Traktat Akcesyjny

2003

Wstąpienie Polski do struktur Unii Europejskiej

2004

Plany energetyczne Wspólnoty Europejskiej

2005

Polityka Energetyczna Polski do roku 2025

Dyrektywy i rozporządzenia Komisji Europejskiej i Rady

2006

Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne

2007

Polityka Energetyczna Polski do roku 2030

Zastosowanie rozwiązań rozproszonej generacji energii może być pierwszym krokiem do zmiany modelu energetycznego. Zamiast centralnego wytwarzania energii i jej kosztownego przesyłu na duże odległości i dystrybucji powinniśmy w maksymalnym stopniu wykorzystywać możliwości lokalnej generacji energii w miejscu jej odbioru. Dodatkowym czynnikiem przemawiającym za popularyzacją technologii bazujących na odnawialnych źródłach energii jest ich ekologiczny charakter.

Analizę przedsięwzięcia budowy rozproszonej mikrogeneracji powinniśmy zacząć od wybrania odpowiednich do tego narzędzi. Na rynku możemy znaleźć wiele rozwiązań związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej i cieplnej. Najpopularniejsze to kolektory słoneczne, pompy ciepła, turbiny wiatrowe i ogniwa fotowoltaiczne.

Najbardziej popularne technologie (poza konwencjonalnymi) do zastosowania w rozproszonej generacji to: • Systemy kogeneracyjne (ang. CHP – Combine Heat and Power) – z turbiną parową – z silnikami tłokowymi – turbiny gazowe – mikroturbiny • Turbiny wiatrowe (ang. Wind Turbine) – bębnowe – karuzelowe – rotorowe – wielopłatowe – śmigłowe – typu tornado • Ogniwa fotowoltaiczne (ang. PV – Photovoltaic) • Ogniwa paliwowe (ang. FC – Fuel Cell) • Małe elektrownie wodne Zagadnienie lokalnego źródła energii jest bardzo szerokie, a do produkcji energii możemy wykorzystywać powyższe technologie. Jako przykład urządzeń odpowiednich do popularyzacji idei mikrogeneracji rozproszonej wybrałem turbiny wiatrowe.

Ludzie już od dawna znajdowali sposoby na wykorzystanie siły wiatru na własne potrzeby. W praktycznym zastosowaniu energię wiatru możemy zamienić na energię elektryczną lub energię cieplną. Wyprodukowana w ten sposób energia będzie stanowić dodatkowe źródło energii w całym systemie energetycznym.

Dostępnych jest wiele materiałów i informacji na temat farm wiatrowych, które powstają w Polsce i w Europie, a także funkcjonują na świecie4. Mniej informacji jest na temat rozwiązań generacji energii elektrycznej dostępnych dla użytkowników indywidualnych. Powstające w Polsce farmy wiatrowe mogą posłużyć

4 Renewable Energy in Poland, Polska Agencja Informacji i Inwestycji Zagranicznych, Warszawa 2009, (Invest in Poland, APAX Consulting Group).

VAWT kluczem do rozwoju mikrogeneracji rozproszonej

jako przykład wykorzystania wiatru do produkcji energii elektrycznej5. Powinny też być wskazówką dla indywidualnych przedsiębiorców. Budowa farmy wiatrowej nie jest rozwiązaniem dla osób mających zapotrzebowanie na energię do użytku własnego. Rozwiązaniem dla indywidualnych użytkowników są małe turbiny wiatrowe, umożliwiające generowanie energii w niewielkiej skali do wykorzystania na własne potrzeby w domu czy w firmie.

Turbina wiatrowa do lokalnej mikrogeneracji energii elektrycznej powinna przede wszystkim cechować się możliwością łatwej instalacji na budynku lub maszcie. Niewielka waga i gabaryty będą ważną cechą wpływającą na możliwość instalacji na większości budynków. Ważnym parametrem mającym wpływ na wysoką sprawność jest minimalna prędkość wiatru, przy której turbina zaczyna produkować energię elektryczną. Mając na uwadze wysokie koszty zakupu turbiny, warto zwrócić uwagę na jakość wykonania i trwałość turbiny. Jednoznaczna ocena i wybór właściwej turbiny jest jeszcze dość trudny. Większość modeli to nowe urządzenia na rynku i nie przepracowały deklarowanego przez producentów czasu. Wiodący producenci deklarują czas pracy turbiny na minimum 25 lat. Turbiny dedykowane do pracy w warunkach miejskich lub na obszarach wiejskich muszą być bezpieczne dla otoczenia, powinny też cechować się ograniczonym wpływem na otoczenie. Ważnym czynnikiem społecznym jest uzyskanie akceptacji społecznej i zrozumienie ekologicznego charakteru takiego sposobu pozyskiwania energii.

5 Energetyka wiatrowa w Polsce, raport, listopad 2009, Polska Agencja Informacji i Inwestycji Zagranicznych.

83

84

Krzysztof Żmijewski / ENERGA-OBRÓT SA

Odpowiedzią producentów na powyższe oczekiwania są turbiny wiatrowe o pionowej osi obrotu (VAWT – Vertical Axis Wind Turbine). Jednym z głównych parametrów, którym posługują się producenci turbin wiatrowych, jest ich moc podana w watach.

Producenci turbin posługują się mocą znamionową. W praktyce ilość wytworzonej energii będzie uzależniona od charakterystyki konkretnej turbiny i rzeczywistych warunków wietrzności dla danej lokalizacji. Na rynku dostępne są turbiny o różnej mocy, w granicach od 300 W do 20 kW. Najpopularniejsze są urządzenia o mocach 1000 W do 6000 W. Dla lepszego wyobrażenia możemy powiedzieć, że turbina o mocy 750 W, przy średniej prędkości wiatru 5,5 m/s, wyprodukuje rocznie ok. 2,2 MWh energii elektrycznej. Odpowiednio dla turbiny 3 kW będzie to 6,5 MWh, a dla 6 kW – 12,5 MWh. Turbiny typu VAWT wyróżniają się kilkoma charakterystycznymi cechami sprawiającymi, że w szczególny sposób nadają się do powszechnego zastosowania: • niska prędkość startowa oznacza, że zaczynają pracować już przy niewielkich prędkościach wiatru rzędu 2–3 m/s • cechują się większą sprawnością niż turbiny o poziomej osi obrotu, tzw. HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine) • pracują poprawnie przy zmiennej prędkości i kierunku wiatru • mogą być montowane bezpośrednio na budynkach lub na wysokich i niskich masztach • charakteryzuje je cicha praca • system hamulców zapewnia bezpieczną pracę nawet przy dużych prędkościach wiatru • elektroniczna kontrola i sterowanie • prosta konstrukcja i łatwość montażu.

Wymienione czynniki predysponują turbiny wiatrowe typu VAWT do pracy na terenach zurbanizowanych oraz w miastach. W celu zaspokojenia własnych potrzeb energetycznych pierwszym krokiem powinno być określenie zapotrzebowania obiektu na energię elektryczną lub cieplną i dobranie odpowiedniej mocy urządzenia.

Wymagane jest również określenie dobrego miejsca instalacji urządzenia i sprawdzenie warunków lokalizacji. Na ocenę lokalizacji i miejsca instalacji turbiny składa się: • ocena, czy jest wystarczająco przestrzeni na posadowienie turbiny wiatrowej • czy w okolicy nie występują wysokie przeszkody mogące stanowić barierę i zaburzać ogólne warunki wietrzności w rozpatrywanej lokalizacji • ocena potencjału wietrznego na podstawie obserwacji lub przy wykorzystaniu cyfrowego atlasu wietrzności • określenie wysokości masztu lub instalacji, na jakiej możemy zamontować urządzenie.

VAWT kluczem do rozwoju mikrogeneracji rozproszonej

Wybierając odpowiednie miejsce instalacji urządzenia, należy także uwzględnić odległość do najbliższego przyłącza do sieci elektrycznej. Zebranie powyższych informacji pozwala na podjęcie decyzji o instalacji lokalnego i niezależnego źródła energii elektrycznej. Należy uwzględnić możliwość instalacji turbiny na budynku w taki sposób, żeby nie wymagała pozwolenia budowlanego. W innym przypadku trzeba spełnić skomplikowane warunki, wynikające z prawa budowlanego, i kierować się zapisami miejskiego planu zagospodarowania przestrzennego.

Posadowienie turbiny na maszcie lub budynku, wymagające pozwolenia budowlanego, oznacza znacznie wyższe koszty projektu i instalacji oraz konieczność szerszego ujęcia zagadnienia.

PODSUMOWANIE Nieuregulowany rynek turbin wiatrowych w Polsce, w połączeniu z szybko wprowadzanymi przez producentów nowymi modelami, stanowi wyzwanie dla nowych regulacji prawnych. Brak jest jednoznacznego rozróżnienia pomiędzy małymi turbinami a dużymi jednostkami wykorzystywanymi na farmach wiatrowych.

W konsekwencji instalacja takich urządzeń na własne potrzeby obwarowana jest wymaganiami stosowanymi do turbin dużej mocy. Stanowi to jedną z podstawowych barier w rozwoju i popularyzacji tego typu rozwiązań do powszechnego wykorzystania przez indywidualnych odbiorców.

Nie ma wątpliwości co do kierunku, w jakim nauka, technologia i regulacje prawne powinny wspierać inicjatywy biznesowe firm promujących rozproszoną generację. Najważniejszym krokiem jest szybkie usunięcie obecnych barier i stworzenie mechanizmów wsparcia dla szybkiego rozwoju rynku opartego na rozproszonej generacji energii. Przyczyni się to do dbałości o środowisko i zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego końcowego odbiorcy.

85

86

Krzysztof Żmijewski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji Maciej M. Sokołowski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji

Autorzy / Biografie

Krzysztof Żmijewski Warszawa / Polska

Maciej M. Sokołowski Warszawa / Polska

Wykładał w Polsko- Japońskiej Wyższej Szkole Technik Komputerowych i Krajowej Szkole Administracji Publicznej. Prezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA (1998–2001).

Prezes Krajowej Agencji Poszanowania Energii (1993–1998). Podsekretarz stanu w Ministerstwie Budownictwa nadzorujący kwestię efektywności energetycznej w sektorze budownictwa i gospodarki komunalnej (1991–1993). Przedstawiciel Polski w Komitecie SAVE, pierwszego programu UE, w którym uczestniczyła Polska (1997–2000). Były członek Narodowej Rady Rozwoju przy Prezydencie RP. Obecnie Sekretarz Generalnego Społecznej Rady ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji przy wicepremierze i ministrze gospodarki, niezależny konsultant. W teorii i w praktyce zajmuje się problematyką efektywności energetycznej, polityką energetyczną, energetyką odnawialną i systemową.

Pracuje w Zakładzie Budownictwa Ogólnego Politechniki Warszawskiej.

Absolwent Centrum Prawa Amerykańskiego (The University of Florida Levin College of Law, Wydział Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego), senator Uniwersytetu Warszawskiego. Stypendysta ministra nauki i szkolnictwa wyższego za wyniki w nauce. Współpracownik polskich i zagranicznych kancelarii prawnych, odbył staże i praktyki w RWE Polska, Urzędzie Regulacji Energetyki, Ministerstwie Gospodarki oraz Państwowej Agencji Atomistyki. Obecnie piastuje funkcję dyrektora wykonawczego w Społecznej Radzie ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji oraz eksperta International Federation of Industrial Energy Consumer of Europe. Autor publikacji i ekspertyz z zakresu polskiego i europejskiego prawa energetycznego, atomowego i klimatycznego oraz krajowej i zagranicznej polityki energetycznej.

Rozwój sieci elektroenergetycznych w Polsce w kontekście uregulowań pakietu klimatyczno-energetycznego

ROZWÓJ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH W POLSCE W KONTEKŚCIE UREGULOWAŃ PAKIETU KLIMATYCZNO-ENERGETYCZNEGO dr hab. inż., prof. PW Krzysztof Żmijewski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji Maciej M. Sokołowski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisjii

1. TYTUŁEM WSTĘPU Sieci elektroenergetyczne są niezastąpionym ogniwem każdego systemu elektroenergetycznego. Niczym klamra spinają system i pozwalają na realizację jego podstawowego zadania – zasilania gospodarki kraju w energię elektryczną. Na początku XXI w. nic nie wskazuje na to, aby udział energii elektrycznej w bilansach energetycznych spadał, to samo dotyczy potrzeb funkcjonowania sieci elektroenergetycznych. Nie wyklucza to oczywiście prowadzenia prac nad nowymi źródłami energii1, czy doskonalenia procesów użytkowania energii elektrycznej2 lub jej magazynowania i transportowania3.

Rewolucja przemysłowa, która rozpoczęła się na przełomie XIX i XX w., zapoczątkowała postęp cywilizacyjny związany ze wzrostem wykorzystania urządzeń zasilanych energią elektryczną, spowodowało to konieczność ciągłej rozbudowy systemów elektroenergetycznych. Działania te skorelowane były z wymaganiami i potrzebami społecznymi oraz gospodarczymi. W XXI w. rozbudowa systemów elektroenergetycznych wciąż jest koniecznością – z tym, że rozbudowa ta nabiera nieco innego znaczenia. Chodzi tu przede wszystkim o wewnętrzny i zewnętrzny aspekt rozbudowy systemów elektroenergetycznych, do których to pojęć autorzy odniosą się w dalszej części publikacji.

Kolejnym zagadnieniem poruszanym przez autorów opracowania będą uregulowania pakietu klimatyczno-energetycznego oraz polskie uwarunkowania i działania w kontekście tych uregulowań. W dalszej części publikacji autorzy odniosą się do tego, jak przekładają się one na obszar inwestycji sieciowych w Polsce, wskazując również problemy i bariery rozwoju sieci oraz rozwiązania i koncepcje intensyfikacji działań w tym obszarze.

2. DUALIZM ROZBUDOWY SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH Wewnętrzny aspekt rozbudowy sieci elektroenergetycznej, definiowany jako wewnętrzna (krajowa) potrzeba inwestycyjna, to przede wszystkim działania zmierzające do właściwego zarządzania strukturą sieci poprzez poprawę jej gęstości i topologii (fizyczna rozbudowa połączeń przesyłowych i dystrybucyjnych), ulepszenie zarządzania nią (instalowanie nowoczesnych systemów sterowania siecią), usprawnienie jej monitorowania i przeciwdziałania wyłączeniom i awariom (czujniki i mierniki instalowane na poszczególnych liniach i stacjach).

Wewnętrzna rozbudowa sieci to także działania naprawcze i konstrukcyjne w zakresie wymiany zdekapitalizowanych i przestarzałych linii elektroenergetycznych.

Wewnętrzny aspekt rozbudowy sieci powodowany jest głównie krajowym zapotrzebowaniem na energię elektryczną, potrzebami inwestycyjnymi poszczególnych inwestorów oraz koniecznością zapewnienia stabilnych, 1 Np. produkcja na dużą skalę energii pochodzącej z fuzji jądrowej.

2 Chociażby poprzez zwiększanie sprawności poszczególnych urządzeń (tak odbiorczych, jak i wytwórczych).

3 Np. prace nad wysoko wydajnymi, pojemnymi akumulatorami energii elektrycznej.

Streszczenie Rozwój sieci elektroenergetycznych w Polsce, w kontekście uregulowań pakietu klimatyczno-energetycznego, jest uwarunkowany czynnikami natury wewnętrznej i zewnętrznej. Wewnętrzne aspekty rozbudowy sieci powodowane są głównie krajowym zapotrzebowaniem na energię elektryczną, inwestycjami oraz koniecznością zapewnienia stabilnych dostaw energii. Zewnętrzne aspekty

rozbudowy sieci elektroenergetycznych wynikają z międzypaństwowych porozumień multilateralnych i decyzji zapadających na forach międzynarodowych.

W artykule autorzy starają się przybliżyć temat oraz podzielić się swoimi ocenami dotyczącymi ogólnej sytuacji systemu energetycznego w Polsce.

87

88

Krzysztof Żmijewski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji Maciej M. Sokołowski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji

nieprzerwanych dostaw energii do każdego odbiorcy. Rozbudowa ta powinna być realizowana na podstawie planów rozwoju opracowywanych przez każdego Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) i Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) zgodnie z regulacjami ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne4 (zwanej dalej: Prawem energetycznym). Stosownie do art. 9c, ust. 3 Prawa energetycznego, w którym zawarto zbiór ogólnych zadań operatorów5, w pkt 11, stanowi się, że OSD, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej. Natomiast w odniesieniu do OSP (w art. 9c, ust. 2, pkt 4) ustawodawca ustanawia dla tego operatora odpowiedzialność za zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym, w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam, gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.

W opisywanym zakresie znaczenie mają również regulacje pośrednio i bezpośrednio odnoszące się do rozwoju sieci elektroenergetycznych, normujące działalność OSP i OSD. Chodzi to u postanowienia art. 9c, ust. 2 i 3, dotyczące bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej w elektroenergetycznej sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, eksploatacji, konserwacji i remontów sieci, instalacji i urządzeń, wraz z połączeniami z innymi systemami elektroenergetycznymi, w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a także niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów.

Z przepisami tymi sprzężone są również postanowienia art. 16, ust. 1, w świetle których przedsiębiorstwa energetyczne, zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii, sporządzają dla obszaru swojego działania plany rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię, uwzględniając miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego albo kierunki rozwoju gminy określone w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy. Zgodnie z art. 16, ust. 3 plany te obejmują w szczególności przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy albo budowy sieci oraz ewentualnych nowych źródeł energii elektrycznej, w tym źródeł odnawialnych.

W tym miejscu należy stwierdzić, że omówione powyżej wymogi egzekwowane są przez polską praktykę prawną jedynie w zakresie formalnym (np. przygotowywanie planów rozwoju), natomiast w najmniejszym stopniu nie jest realizowana egzekucja wymagań materialnych, tzn. faktycznych działań modernizacyjnych lub inwestycyjnych.

Innymi słowy Prawo energetyczne nakłada jedynie obowiązek tworzenia planów rozwoju, a nie wymaga ich realizacji. Bezczynność w tym zakresie nie jest obłożona sankcją (poza ogólną podstawą wynikającą z obowiązku realizowania zadań Operatora – art. 56, ust. 1, pkt 24).

Przywołane uwarunkowania budują zarys wewnętrznych powodów rozbudowy systemów elektroenergetycznych. W odróżnieniu od nich zewnętrzne aspekty rozbudowy sieci elektroenergetycznych wynikają z czynników niemających bezpośredniego związku z krajową sytuacją energetyczną. Chodzi tu przede wszystkim o międzypaństwowe porozumienia multilateralne i decyzje zapadające na forach międzynarodowych. Szczególną uwagę autorzy opracowania pragnęliby poświęcić specyfice europejskiej oraz decyzjom podejmowanym w ramach Unii Europejskiej i jej instytucji, w tym uregulowaniom mającym wpływ na rozwój i sytuację Krajowego Systemu Elektrycznego i jego rozbudowę w Polsce. Takim uregulowaniem jest z pewnością tzw. pakiet klimatyczno-energetyczny.

4 Tekst jedn. z 2006 r. Dz.U. Nr 89, poz. 625 ze zm.

5 Zob. M. Czarnecka, T. Ogłódek, Prawo energetyczne. Komentarz, Warszawa 2009, s. 234.

Rozwój sieci elektroenergetycznych w Polsce w kontekście uregulowań pakietu klimatyczno-energetycznego

3. PAKIET KLIMATYCZNO-ENERGETYCZNY Pakiet klimatyczno-energetyczny jest zbiorem aktów prawnych6, za pomocą których Unia Europejska w 2009 roku ustanowiła wiążące zobowiązania proklimatyczne (i proekologiczne) w postaci wyznaczenia na rok 2020 konkretnych celów ilościowych, które łącznie mają zostać osiągnięte przez wszystkie państwa członkowskie Unii. Cele te dotyczą odpowiednio redukcji emisji gazów cieplarnianych, zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii (zwanych dalej: OZE) w bilansie finalnym oraz zmniejszenia zużycia energii (tzw. cele 3 x 20%).

Począwszy od 2013 roku, wszystkie wysiłki Unii Europejskiej, zmierzające do redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2020 roku o 20% w porównaniu z rokiem 1990, zostaną podzielone między sektory objęte EU ETS7 i sektory nieobjęte tym systemem (tzw. non-ETS8): a) 21-proc. redukcja emisji w sektorach objętych EU ETS w porównaniu z poziomem w 2005 r. b) redukcja ok. 10-proc. w sektorach nieobjętych EU ETS w porównaniu z poziomem w 2005 r.

Daje to w sumie całkowitą redukcję rzędu 20% w porównaniu z poziomem z 1990 roku oraz 14% w porównaniu z poziomem w roku 2005. Komisja Europejska oczekuje większej redukcji w sektorach objętych EU ETS, ponieważ redukcja emisji w tych sektorach jest zdaniem Komisji Europejskiej bardziej efektywna pod względem kosztów w porównaniu z innymi sektorami nieobjętymi tym systemem9. Kolejne zobowiązania nałożone przez Unię Europejską na państwa członkowskie w związku z postanowieniami pakietu klimatyczno-energetycznego to: zmniejszenie zużycia energii o 20% w porównaniu z prognozami dla Unii Europejskiej na 2020 rok10, w wyniku poprawy efektywności energetycznej, oraz zwiększenie udziału OZE do 20% całkowitego zużycia energii w UE, w tym zwiększenie wykorzystania OZE w transporcie do 10%11.

Podkreślić trzeba, że tylko część z ww. regulacji ma charakter obligatoryjny.

Regulacja

Obszar

Obligacja

Zakres

dyrektywa 2009/28/WE

OZE

TAK

europejski

dyrektywa 2009/29/WE

ETS

TAK

krajowy

dyrektywa 2009/30/WE

PALIWA

TAK

krajowy

dyrektywa 2009/31/WE

CCS

TAK

krajowy

rozporządzenie 443/2009/WE

PALIWA

TAK

krajowy

decyzja 2009/406/WE

non-ETS

TAK

krajowy

dyrektywa 2006/32/WE

EFEKTYWNOŚĆ

NIE

–

6 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, 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, 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, Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 443/2009 z dnia 23 kwietnia 2009 r. określające normy emisji dla nowych samochodów osobowych w ramach zintegrowanego podejścia Wspólnoty na rzecz zmniejszenia emisji CO2 z lekkich pojazdów dostawczych, Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji benzyny i olejów napędowych oraz wprowadzającą mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wykorzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG, 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, Dz. U. UE L 140 z 5 czerwca 2009 r.

7 ETS – Emission Trading System. Do sektorów objętych systemem ETS można zaliczyć sektory zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej, produkcją metali, cementu, ceramiki, szkła, pulpy i papieru oraz koksownie i rafinerie.

8 Np. transport, budownictwo, usługi, mniejsze instalacje przemysłowe, rolnictwo, odpady.

9 Sprawozdanie Komisji dla Parlamentu Europejskiego i Rady. Postęp w realizacji celów z Kioto, Bruksela, 12.11.2009 r., KOM (2009) 630 wersja ostateczna, s. 4–5.

10 Postulat zmniejszenia zużycia energii elektrycznej o 20% został podniesiony na posiedzeniu Rady Europejskiej, które odbyło się 23–24 marca 2006 r.

Rada Europejska wezwała do pilnego przyjęcia ambitnego i realistycznego Planu działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii, uwzględniając ponad 20-proc. potencjał oszczędności UE do 2020 r. Efektem tego było przedstawienie przez Komisję Europejską w październiku 2006 r. „Planu działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii: sposoby wykorzystania potencjału”, Komunikat Komisji, Bruksela, 19.10.2006 r. KOM (2006) 545 wersja ostateczna.

11 Zob. M.M. Sokołowski, W stronę polskiej polityki klimatyczno-energetycznej, [w:] Polska polityka energetyczna – wczoraj, dzisiaj, jutro, Warszawa 2010, s. 67–69.

89

90

Krzysztof Żmijewski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji Maciej M. Sokołowski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji

Dla Polski istotnym uwarunkowaniem wynikającym z postanowień pakietu klimatyczno-energetycznego jest tzw. derogacja. Derogacja jest rezultatem prowadzonych przez rząd negocjacji założeń projektu Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku zmieniającej dyrektywę 2003/87/ WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (zwana dalej: „dyrektywą EU-ETS”). W wyniku tych negocjacji Polska otrzymała ulgę w zakresie obowiązku zakupu przez instalacje energetyczne, począwszy od roku 2013, wszystkich uprawnień do emisji gazów cieplarnianych w pełnym systemie aukcyjnym. Zgodnie z art. 10c dyrektywy EU-ETS, pewne państwa członkowskie, w tym Polska, mogą przydzielić przejściowo bezpłatne uprawnienia instalacjom wytwarzającym energię elektryczną, które funkcjonowały przed dniem 31 grudnia 2008 roku, lub instalacjom wytwarzającym energię elektryczną, w przypadku których proces inwestycyjny faktycznie wszczęto do tego dnia. Dzięki przyznanej Polsce derogacji, instalacje istniejące wg stanu na 31 grudnia 2008 roku będą nabywały na aukcjach jedynie część potrzebnych uprawnień. W 2013 roku będzie to 30% w stosunku do średniej emisji z okresu 2005–2007, która stanowi wielkość odniesienia, bądź w oparciu o wskaźniki emisji ważone rodzajem paliwa. Następnie w latach 2014–2019 pula darmowych uprawnień będzie stopniowo zmniejszana, tak by w 2020 roku osiągnąć pełny system aukcyjny12.

Z derogacją związana jest konieczność opracowania krajowego planu modernizacji i poprawy infrastruktury oraz rozwoju czystych technologii13. Rolę planu w polskich warunkach ma pełnić Narodowy Program Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych (w części inwestycyjnej tego programu). Ostatnio w gremiach rządowych pojawiają się głosy dotyczące rewizji nazwy programu (np. Program Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej).

4. POLSKIE UWARUNKOWANIA I DZIAŁANIA Przywołane już: cel redukcji emisji gazów cieplarnianych w sektorze non-ETS oraz cel związany ze zwiększeniem udziału OZE w bilansie energii końcowej mają swoje przełożenie na poszczególne kraje członkowskie Unii Europejskiej w postaci wyznaczenia jednostkowych celów dla każdego państwa. Wyjątkiem jest poprawa efektywności energetycznej, dla której to nie przewidziano mechanizmu wiążących poziomów koniecznych do osiągnięcia. Dla Polski te wymagania zawierają się w trzech punktach.

Po pierwsze, Polska – tak jak każde inne państwo członkowskie Unii Europejskiej – w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań europejskich dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych ogranicza emisje tych gazów (w sektorze non-ETS) co najmniej o wielkości procentowe ustalone dla tego państwa członkowskiego w załączniku II decyzji non-ETS14. Dla Polski pułap ten ustalony został na 14% w stosunku do emisji z roku 2005.

Po drugie, polski krajowy cel ogólny w zakresie udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w 2020 roku, stosownie do postanowień: Dyrektywy 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, wynosi 15%. W stosunku do udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Polsce w 2005 roku jest to blisko dwukrotnie więcej (w roku 2005 udział ten wynosił 7,2%)15.

Po trzecie, możliwość skorzystania z opisanej już derogacji wiąże się z obligacją opracowania przywołanego krajowego planu modernizacji i poprawy infrastruktury oraz czystych technologii.

Dwa materialne cele oraz trzeci o charakterze hybrydowym (formalno-materialnym) związane są z wykonaniem znacznej pracy, również tej planistyczno-analitycznej. Dostrzegając ciężar i wymiar wyzwania, polski rząd postanowił wesprzeć działania administracji niezależnym czynnikiem społecznym. Chodzi tu o powołanie w październiku 2009 roku Społecznej Rady ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji (zwanej dalej: Radą).

12 M.M. Sokołowski, Społeczne wsparcie rządu, czyli głos ekspertów w kwestii redukcji emisji, Nowa Energia 3/2010, s. 11, patrz też ibidem.

13 Zgodnie z postanowieniami art. 10c, ust. 5, lit. c) w zw. z art. 10c, ust. 1, akapit drugi dyrektywy EU-ETS warunkiem zastosowania derogacji jest obowiązek państwa członkowskiego do przedstawienia Komisji Europejskiej krajowego planu przewidującego inwestycje w zakresie modernizacji i poprawy infrastruktury oraz czystych technologii.

14 Stosownie do art. 3 ust 1 decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku 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.

15 M. M. Sokołowski, W stronę polskiej polityki…, op. cit., s. 69.

Rozwój sieci elektroenergetycznych w Polsce w kontekście uregulowań pakietu klimatyczno-energetycznego

Rada jest liczącym blisko 170 członków doradczym ciałem eksperckim, formalnie funkcjonującym przy ministrze gospodarki. Członkami Rady są wybitni specjaliści ze wszystkich dziedzin, które mają pośredni oraz bezpośredni wpływ na realizację postanowień pakietu klimatyczno-energetycznego. Pod względem organizacyjnym pracują oni w 17 grupach roboczych16, wyodrębnionych z uwagi na zadania związane z problemem redukcji emisji gazów cieplarnianych17. Zadaniem Rady jest przygotowanie materiałów analitycznych na potrzeby Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych. W skład tych materiałów wchodzą: • Zielona Księga – dokument identyfikujący podstawowe bariery i problemy utrudniające redukcję emisji gazów cieplarnianych w Polsce • Biała Księga – dokument proponujący rozwiązania i koncepcje dotyczące przygotowania i wdrażania programu redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce • Założenia i zasady Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych – stanowisko Rady, w którym zawarto najważniejsze zasady odnoszące się do opracowywania Narodowego Programu (np. zasada subsydiarności, zasada prymatu rynku) • Mapy Drogowe – czyli innymi słowy harmonogram wdrażania działań w poszczególnych grupach zagadnień.

Rada uczestniczy także w procesie opracowywania dokumentów rządowych (np. projekt ustawy o efektywności energetycznej), przedstawiając swoje niewiążące opinie, wspiera rząd podczas oceny raportów eksperckich (np. raportu dot. krzywej McKinseya) czy też prowadzi działalność na arenie międzynarodowej (np. zagraniczne wizyty studyjne sekretarza generalnego Rady, organizacja wizyty komisarza ds. klimatu Connie Hedegard w Polsce). Członkowie Rady aktywnie biorą udział w licznych seminariach, debatach i konferencjach, prezentując stanowisko Rady oraz dyskutując na tematy związane z redukcją emisji gazów cieplarnianych18.

5. INWESTYCJE SIECIOWE W POLSCE Nałożone na Polskę zobowiązania dotyczące redukcji emisji gazów cieplarnianych, rozwoju sektora OZE i opracowania planu inwestycyjnego łączą się w jednym punkcie, jakim są sieci elektroenergetyczne. Rozwój sieci jest bowiem warunkiem sine qua non wypełnienia przywołanych już zobowiązań wynikających z europejskich regulacji.

Odblokowanie czy też efektywne wykorzystanie istniejącego w Polsce potencjału OZE wymagać będzie zintensyfikowania działań w zakresie rozbudowy sieci elektroenergetycznych. W szczególności chodzi tu o pokrycie terenów Polski wschodniej i północno-wschodniej siatką linii dystrybucyjnych pozwalającą na przyłączenie nowych jednostek wytwórczych. Dodatkowo da to szansę na zweryfikowanie „fikcyjnych” inwestorów, poprzez oddzielenie ich od tych rzeczywiście chcących przyłączyć się do systemu. Optymalizacja wykorzystania OZE poprzez efektywne przyłączenie nowych źródeł zwiększa również poziom bezpieczeństwa energetycznego kraju. Dekapitalizacja techniczna infrastruktury powoduje, że źródła te, budowane w znacznie krótszym czasie niż tradycyjne, systemowe jednostki umożliwią utrzymanie funkcjonalności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w miejscach, w których system ten cechować się będzie ułomnością wynikającą z procesów starzenia. Ułomność ta skutkować może przyszłymi wyłączeniami i przerwami w dostawach energii elektrycznej.

Oprócz wspomnianych korzyści związanych z wprowadzeniem OZE do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, OZE oddziaływać mogą również negatywnie na ten system. Efekty ujemne ich funkcjonowania w sieci wynikają przede wszystkim z naturalnych ograniczeń związanych z zasilającymi je źródłami energii – w tym przede wszystkim wiatru (w pewnym zakresie słońca, jednakże wykorzystanie tego typu źródeł ma w Polsce raczej marginalne znaczenie dla systemu). Rodzi się tu zatem kwestia konieczności stabilizowania sieci, tak

16 Grupa Robocza ds. prawa, Grupa Robocza ds. Energetyczno-Technologicznych dla Źródeł Systemowych, Grupa Robocza ds. Budowlano-Konstrukcyjnych, Grupa Robocza ds. Ekonomicznych, Grupa Robocza ds. Bezpieczeństwa i Paliwa Jądrowego, Grupa Robocza ds. Pakietu Klimatyczno-Energetycznego, Grupa Robocza ds. Nauki i Edukacji, Grupa Robocza ds. Komunikacji Strategicznej, Grupa Robocza ds. Społeczeństwa Obywatelskiego, Grupa Robocza ds. Organizacji i Zarządzania, Grupa Robocza ds. Oddziaływania na Środowisko, Grupa Robocza ds. Efektywności Energetycznej, Grupa Robocza ds. Odnawialnych Źródeł Energii, Grupa Robocza ds. Czystych Technologii Węglowych, Grupa Robocza ds. Sieci, Grupa Robocza ds. Rynku, Grupa Robocza ds. Transportu.

17 M.M. Sokołowski, Społeczne wsparcie rządu…, op. cit., s. 12.

18 K. Żmijewski, M.M. Sokołowski, Efektywnie o energetyce cz. 1, Energia i Budynek, 07(38)/2010, s. 13.

91

92

Krzysztof Żmijewski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji Maciej M. Sokołowski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji

by pojawiające się skoki napięć i wahania mocy czynnej i biernej nie przyczyniły się do wprowadzenia systemu w stan dysfunkcjonalności.

Rozwój sieci przyczyniający się do rozwoju OZE wymagać będzie zatem rozwoju instalacji i urządzeń zapewniających kohabitację źródeł odnawialnych i źródeł systemowych w ramach KSE. Wypełnienie obligacji europejskich w zakresie OZE przyczynia się również do spełnienia celu jednostkowego, odnoszącego się do redukcji emisji gazów cieplarnianych. W tym sensie OZE otrzymują sui generis podwójny mandat w zakresie postulowanych priorytetów rozwoju gospodarczego, kierowanych pod adresem rządu i poszczególnych OSD i OSP. W tym kontekście należy przywołać również konieczność włączenia źródeł jądrowych do polskiego systemu elektroenergetycznego. Źródła te ze względu na swój niskoemisyjny charakter wpisują się w katalog instalacji energetycznych, przyczyniających się do wypełnienia opisowych zobowiązań proredukcyjnych. Ich przyłączenie uwarunkowane jest jednak budową dostatecznie silnych linii przesyłowych (np. dwutorowych 400 kV o łącznej mocy ponad 3200 MVA). Linie te będą miały strategiczne znaczenie z punktu znaczenia rozwoju systemu, jak i bezpieczeństwa energetycznego północnej części Polski (bezpieczeństwa rozumianego przez pryzmat ciągłych dostaw energii elektrycznej o wysokich jakościowo parametrach). W podobny sposób należy odnieść się również do konieczności powołania tzn. szyny północnej – linii przesyłowej biegnącej równolegle do wybrzeża Polski, tak by umożliwić budowę i przyłączenie morskich farm wiatrowych o perspektywicznej mocy 5000 MW.

6. SIECI – PROBLEMY I BARIERY Identyfikacja barier i problemów w zakresie rozbudowy i modernizacji sieci elektroenergetycznych została dokonana przez ekspertów Rady w Zielonej Księdze19. Zgodnie z tymi ustaleniami Polska posiada przestarzały technologicznie system przesyłu, co istotnie wpływa na możliwości redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz na kontrolowanie zapotrzebowania na energię oraz zmianę źródeł energii, a takżę blokują budowę i przyłączanie nowych źródeł energii, w tym źródeł nieemisyjnych. W większości linie i transformatory pochodzą sprzed dwudziestu, trzydziestu lat, zatem niezbędne są inwestycje w sieci przesyłowe oraz ich modernizacja. Według danych zebranych na potrzeby dokumentu „Polska 2030”20 ubytki mocy szacuje się na poziomie ok. 12–15% mocy, co odczuwane jest jako dodatkowy czynnik wpływający na awaryjność systemu.

Dlatego według ekspertów Rady istotnym problemem jest rozwój systemu przesyłowego, a zwłaszcza zamknięcie pierścieni wokół głównych polskich aglomeracji (znaczący czynnik ich ekonomicznego rozwoju, a zarazem redukcji emisji) oraz rozbudowa sieci na obszarze Polski północno-wschodniej. Przeprowadzone analizy techniczne wykonywane przy okazji sporządzania przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA (PSE) Projektu Planu Rozwoju wykazały, że w jednym z regionów, w którym należy zrealizować inwestycje podnoszące bezpieczeństwo pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, jest północno-wschodni region Polski. Na podstawie analiz przedstawiających zachowanie obecnego systemu w przypadku awarii uzyskano informacje, że wystąpienie awarii na linii 400 kV w części północnej lub północno-wschodniej Krajowego Systemu Elektroenergetycznego spowoduje powstanie blackoutu w północno-wschodniej części Polski, rozchodzącego się w kierunku zachodnich części państwa. Zachowanie systemu w taki sposób wynika ze słabo rozwiniętej sieci połączeń 400 kV oraz braku zdywersyfikowania źródeł. Jest to sytuacja niezwykle niebezpieczna i wymagająca podjęcia natychmiastowych prac modernizacyjnych21.

Z całości ustaleń Rady rysuje się, niestety, obraz Polski jako wyspy energetycznej. Obecne połączenia transgraniczne są tak słabe, że nie pozwalają na większe przepływy ani na większą skalę wymiany. Według danych, ich moc to obecnie ok. 7% krajowej mocy zainstalowanej, a należałoby zwiększyć możliwości wymiany do 15% w roku 2015, 20% do roku 2020 oraz 25% do 2030 roku. Analizując opisane ambitne cele, trzeba pamiętać, że to nie tylko sektor, ale również konsumenci potrzebują rozwoju zarówno polskiej, jak i jednolitej sieci europejskiej.

Należy jednak podkreślić, że deklarowane dotąd przez PSE moce możliwe do wykorzystania w imporcie energii elektrycznej liniami prądu zmiennego to zaledwie 100–200 MW. Uwzględniając maksimum pracy kabla

19 Zielona Księga została opublikowana w październiku 2010 r. i jest dostępna pod adresem internetowym: www.rada-npre.pl/index.php?option=com_docman&task=doc_download&gid=38&Itemid= 20 http://www.polska2030.pl/ 21 Program rozbudowy Krajowej Sieci Przesyłowej w zakresie połączenia Polska – Litwa, Warszawa 2010, s. 7.

Rozwój sieci elektroenergetycznych w Polsce w kontekście uregulowań pakietu klimatyczno-energetycznego

Szwecja – Polska, uzyskujemy łączną moc ok. 700 MW, przydatną do wsparcia polskiego systemu elektroenergetycznego, czyli 0,28% mocy zainstalowanej w Polsce. Moce dostępne do importu w grudniu 2010 roku (Net Transfer Capacity) to 0 MW, a moc rezerwowa (Transmission Reliability Margin) to w ostatnich latach 500–700 MW22.

W ramach rozwiązań prawnych dotyczących sieci elektrycznych dotychczas nie podjęto działań zmierzających do stworzenia odpowiednich regulacji w celu wprowadzenia smart grid i smart metering (inteligentnych sieci i inteligentnego opomiarowania). Nie została przeprowadzona w tym zakresie implementacja postanowień tzw. trzeciego pakietu energetycznego, w szczególności Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/ WE z dnia 13 lipca 2009 roku dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE. Eksperci Rady wskazują, że obecnie zupełnie zmienia się również funkcjonalność sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Nowe potrzeby zwiększają wykorzystanie sieci elektroenergetycznych. Przyłączanie OZE, zdalny odczyt, samochody elektryczne, sieci inteligentne powodują, że technologia sieciowa rozwija się coraz szybciej.

Sieci cyrkonowe, przekształcanie linii prądu przemiennego (na wszystkich poziomach napięciowych) w linie prądu stałego za pomocą przekształtników tyrystorowych otwierają zupełnie nowe możliwości.

Aktualnie prowadzone są zaawansowane projekty dotyczące technologii energetycznych z rozdzielczymi sieciami elektroenergetycznymi w kontekście rozwoju motoryzacji opartej na energii elektrycznej (tzw. mikroi pikosieci). Samochód elektryczny będzie wymagał budowania sieci publicznych i indywidualnych (prywatnych) stacji ładowania samochodów elektrycznych, z wykorzystaniem do tego celu elektroenergetycznych sieci rozdzielczych.

Dodatkowe bariery dotyczące rozwoju sieci elektrycznych to brak jednoznacznej strategii programu inwestycyjnego przesyłowych sieci elektroenenergetycznych w przedmiocie: • połączeń transgranicznych • wewnętrznych linii S–N i E–W (południkowych i równoleżnikowych) • zamknięcia pętli N–E i S–W • pętli wokół metropolii • przesyłania nowych mocy systemowych • przyłączenia elektrowni jądrowych • przyłączania dużych farm wiatrowych, w szczególności morskich.

Brak jest również jednoznacznej strategii programu inwestycyjnego sieci rozdzielczych 110 kV w zakresie: • zamykania pętli • przyłączania źródeł rozproszonych, w tym OZE • wyprowadzenia mocy z nowych elektrociepłowni i elektrowni biogazowych/biomasowych.

Przeszkodą jest również brak jednoznacznej strategii dla programu inwestycyjnego sieci dystrybucyjnych średnich (15 kV) i niskich (230/400 V) napięć. Pojawiające się tu bariery to: • problem zasilania nowych terenów inwestycyjnych • problem reelektryfikacji wsi i małych miast • przeciągające się przyłączanie źródeł rozproszonych • brak mechanizmów wsparcia rozproszonej energetyki domowej .

Podsumowując: dbałość o inwestycje w nowej jakości infrastrukturę sieciową jest istotnym zadaniem stawianym przed decydentami. Problemem są procedury zezwoleń – przyspieszenia budowy sieci (ponieważ budowa sieci strategicznych to proces wieloletni), rozwoju połączeń wzajemnych w europejskiej elektroenergetycznej sieci przesyłowej. Im mniejsze będą potrzeby utrzymywania rezerwy mocy, tym niższa emisja i tym niższe koszty. Niestety, brakuje rozwiązań zarówno wspierających finansowanie, jak i rozwiązań kwestii prawnych, np. w zakresie prawa drogi, wykorzystania pasma drogowego, dostępu do infrastruktury, zwrotu z zaangażowanego kapitału jako podstawy taryfowania.

22 http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=51 23 Tzw. prosumentów wg nomenklatury J. Popczyka.

93

94

Krzysztof Żmijewski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji Maciej M. Sokołowski / Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji

7. ROZWIĄZANIA I KONCEPCJE Obecnie Rada prowadzi zaawansowane prace związane z opracowaniem Białej Księgi. Materia dotycząca sektora sieciowego poruszana jest m.in. w rozdziałach: 2. Zakres inwestycji oraz 3. Zakres działań legislacyjnych.

Kwestie te są następnie dookreślane w podrozdziałach, punktach i podpunktach: 2.1. Elektroenergetyka, 2.1.7.

Sieci, 2.1.7.1. Połączenia transgraniczne, 2.1.7.2. Sieci przesyłowe, 2.1.7.3. Sieci rozdzielcze (110 kV), 2.1.7.4. Sieci dystrybucyjne, 2.1.8. Smart grid (sieci inteligentne), 2.1.8.1. Smart metering, 2.1.8.2. Monitoring (sensoring) sieci oraz 3.2. Ustawa o realizacji inwestycji strategicznych o kluczowym znaczeniu dla rozwoju kraju, 3.10. Legislacja w zakresie inwestycji sieciowych, 3.10.1. Ustawa o drogach publicznych, 3.10.2. Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, 3.10.3. Ustawa o gospodarce nieruchomościami, czy 3.10.4. Kodeks cywilny.

Przywołane fragmenty Białej Księgi uzupełnione zostaną częścią wykonawczą, którą ma być Mapa Drogowa ds. Sieci. Mapa ta będzie stanowić rozszerzenie opracowanych i przedstawionych w czerwcu 2010 roku wcześniejszych map drogowych.

Na podstawie poczynionych już na poziomie Zielonej Księgi ustaleń, można stwierdzić, iż w odniesieniu do rozwoju sieci elektroenergetycznych w Polsce rysuje się potrzeba podjęcia działań zmierzających do opracowania i wprowadzenia: • nowego mechanizmu taryfowania opartego na zwrocie z kapitału pracującego • nowego mechanizmu generowania przyłączeń źródeł rozproszonych, w tym OZE • ułatwień w zakresie procesu inwestowania, szczególnie w kwestii prawa drogi w korytarzu energetycznym i drogowym • uruchomienia systemu bieżącego monitorowania sieci ze szczególnym uwzględnieniem sytuacji kryzysowych (oblodzenie zimą, wydłużenie latem). Dokonanie skoku technologicznego w zakresie projektowania sieci (przewody wielowiązkowe, FACTS) jest wręcz koniecznością • usprawnienia istniejącego mechanizmu wsparcia OZE (tzw. zielonych certyfikatów) poprzez wprowadzenie kategorii certyfikatów inwestycyjnych (krótkoterminowych) dla wsparcia nowych inwestycji oraz ewentualnych certyfikatów (długoterminowych) dla wsparcia działań operacyjnych, jeśli okaże się to konieczne. W obu przypadkach prawo do uzyskania certyfikatów powinno mieć określony horyzont czasowy oraz być przyznawane w trybie przetargowym24, zgodnie z zasadą „ten zostaje pierwszy, kto żąda najmniej”.

8. PODSUMOWANIE Realizacja pakietu klimatyczno-energetycznego w Polsce zmusiła nas do kompleksowego oglądu sektora infrastruktury technicznej, który zbyt często analizowany był subsektorowo. Jednym z wniosków takiej analizy, prowadzonej przez Radę, jest wskazanie na kluczową rolę sieci elektroenergetycznych w budowie gospodarki niskoemisyjnej, poprawie efektywności wytwarzania i wykorzystania energii i wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego odbiorców.

Przesłanką osiągnięcia końcowego sukcesu jest zastosowanie innowacyjnych rozwiązań w zakresie: • technologii (inteligencja i sensoring) • taryfowania (zwrot na kapitale aktywnym) • regulacji (przymus przyłączenia do sieci) • integracji (mikrosieci, mikroźródła), co doprowadzi do nowej jakości zaopatrywania odbiorców w energię elektryczną.

24 O takim mówi Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r., dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 96/92/WE (Dz. U. UE L 176/37 z 15 lipca 2003, również art. 16a, ust. 1 Prawa energetycznego).

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

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

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

2. STRESZCZENIE ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ ]QDNöZ EH] VSDFML

ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 3. BIOGRAM ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 2N ]QDNöZ EH] VSDFML

ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 4. FOTOGRAFIE ľ )RUPDW =GMÚFLH NRORURZH OXE F]DUQR ELDïH MSJ OXE WLII GSL

etica.org

energ www. acta