Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 04/2011 by ENERGA SA

act

nergetica

04/2011

numer 9/rok 3

Kwartalnik Naukowy Energetyk贸w

�� ENERGA SA ��

��

ENERGA SA

��naukowa ��

��

�� Korekta ��

�� www.actaenergetica.org

��

�� o ��

��

w numerze 4

METODA ANALIZY NIEZAWODNOŚCI UKŁADÓW ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ dr inż. Joachim Bargiel, dr hab. inż., prof. nadzw. Politechniki Śląskiej Paweł Sowa, mgr inż. Katarzyna Zając / Politechnika Śląska mgr inż. Tomasz Sierociński / Tauron Dystrybucja GZE S.A.

ZDECENTRALIZOWANY MODEL RYNKU REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH dr inż. Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

MOŻLIWOŚCI APLIKACYJNE METODYKI SZACOWANIA MAKSYMALNEJ GENERACJI ROZPROSZONEJ mgr inż. Krzysztof Dobrzyński, dr inż. Jacek Klucznik, prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

KONCEPCJA SYSTEMU BONIFIKAT DLA ODBIORCÓW ZA NIEDOTRZYMANIE PRZEZ DOSTAWCĘ WYMAGANEGO POZIOMU JAKOŚCI NAPIĘCIA prof. dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-Hutnicza dr inż. Grzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

REAKTORY JĄDROWE MAŁEJ I ŚREDNIEJ MOCY dr inż. Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

ANALIZA ZWARCIOWA SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z UWZGLĘDNIENIEM FARM WIATROWYCH TRAKTOWANYCH JAKO STEROWANE ŹRÓDŁA PRĄDOWE prof. dr hab. inż. Piotr Kacejko, dr inż. Piotr Miller / Politechnika Lubelska

AKTUALNE MOŻLIWOŚCI ROZWOJU GENERACJI ROZPROSZONEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM

dr hab. inż., prof. nadzw. PW Sylwester Robak, dr hab. inż., prof. nadzw. PW Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska mgr inż. Grzegorz Tomasik, mgr inż. Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii Sp. z o.o. (CATA)

DYNAMICZNE ASPEKTY PRACY FARMY WIATROWEJ – POMIARY I ANALIZY

dr. inż. Tomasz Sikorski / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław / Politechnika Wrocławska, mgr inż. Edward Ziaja / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław mgr inż. Bogusław Terlecki / Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Grupa Kapitałowa PGE Energia Odnawialna Warszawa

FERROREZONANS JAKO ŹRÓDŁO ZAKŁÓCEŃ I AWARII W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ

dr inż. Rafał Tarko, dr hab. inż. Wiesław Nowak, dr inż. Waldemar Szpyra, mgr inż. Mariusz Benesz, mgr inż. Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

Wzrost nasycenia systemów elektroenergetycznych małymi źródłami energii elektrycznej, tworzącymi tzw. generację rozproszoną, stał się rzeczywistością. Nie jest to stwierdzenie odkrywcze. Tak jak nie jest odkrywcza również konstatacja, że rozwój generacji rozproszonej jest dość daleki od oczekiwań. Skrajnie ograniczone tempo tego rozwoju to efekt głównie uwarunkowań prawnych w sferze elektroenergetyki, a nie tylko, jak mogłoby się wydawać, ograniczeń technicznych sieci. Wynika ono nie tylko z prawa dotyczącego bezpośrednio odnawialnych źródeł energii, ale również innych przepisów, np. z tzw. prawa drogi. Mówimy tu nie tylko o prawie obowiązującym obecnie, ale w dużej mierze o prawie istniejącym w początkowym okresie rozwoju elektroenergetyki wiatrowej, tj. przed ponad kilkunastu laty. Na szczęście prawo w tej sferze ulega zmianom, zwiększając szanse na szybszy rozwój sieci elektroenergetycznych i tym samym stymulując tempo przyłączania kolejnych źródeł tzw. energii odnawialnej. Stan i rozwój prawodawstwa krajowego, dotyczącego elektroenergetyki odnawialnej i sieci elektroenergetycznych, jest typowym przykładem nienadążania prawa za rzeczywistością. W sensie ogólnym nienadążanie prawa prowadzi (lub może prowadzić) do pewnych deformacji rzeczywistości (w stosunku do oczekiwań) i ewentualnie do patologii, co z kolei wymusza konieczność naprawy. Działania naprawcze, niestety, nie zawsze są efektywne. A nawet gdy są efektywne, to czas korekty nieprawidłowości może być bardzo długi. Przykładem powyższego jest praktyczna niemożność przyłączania nowych źródeł energii do sieci elektroenergetycznych w wielu obszarach, ze względu na ograniczenia techniczne, gdy równocześnie moc zainstalowana w tych źródłach jest względnie mała (równa nieco ponad 1000 MW w elektrowniach wiatrowych). Ta teoretyczna niemożność przyłączenia nowych źródeł wynika z faktu wydania w przeszłości inwestorom wirtualnym zgody na przyłączenie dużej liczby elektrowni wiatrowych, które w rzeczywistości nigdy nie powstały. Należy tu podkreślić, że stan ten nie obciąża operatorów sieci elektroenergetycznych, a ówczesnych prawodawców. Te niezrealizowane przez inwestorów wirtualnych przedsięwzięcia blokują obecnie możliwość działania inwestorom realnym, tj. tym, którzy mają pieniądze i chcą budować elektrownie. Wniosek, jaki z powyższego wynika, który w istocie również nie jest odkrywczy, brzmi: prawo powinno nadążać za rzeczywistością. To warunek konieczny. Ideałem byłoby, gdyby tę rzeczywistość wyprzedzało. Wówczas prawo byłoby narzędziem kreowania rzeczywistości (stymulatorem jej rozwoju), a nie tylko plastrem. Niniejszy numer Acta Energetica poświęcony jest wybranym problemom pracy elektrowni wiatrowych w systemie elektroenergetycznym. A ponieważ pojedyncze elektrownie wiatrowe przyłączane są do sieci SN (włączając w to elektrownie w farmach wiatrowych), w numerze przedstawiono również artykuły odnoszące się do problemów pracy sieci SN. Zapraszam do lektury. Z przyjemnością informuję, że pismo Acta Energetica uruchomiło nową stronę internetową, można na niej znaleźć artykuły, które ukazały się w kwartalniku do tej pory, oraz różne inne ważne i ciekawe informacje ze świata energetyki i elektroenergetyki. Zapraszam do odwiedzin strony www.actaenergetica.org. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając / Politechnika Śląska Tomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

Autorzy / Biograﬁe

Joachim Bargiel Gliwice / Polska

Paweł Sowa Gliwice / Polska

Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, wójt gminy Gierałtowice. Autor wielu referatów i artykułów z dziedziny niezawodności układów elektroenergetycznych, propagator e-gminy i rozproszonych źródeł energii.

Dyrektor Instytutu Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, prodziekan ds. nauki i organizacji Wydziału Elektrycznego. Specjalista w dziedzinie elektroenergetyki, modelowania układu elektroenergetycznego, elektromagnetycznych zjawisk przejściowych. Autor wielu artykułów, referatów i książek.

Katarzyna Zając Gliwice / Polska

Tomasz Sierociński Warszawa / Polska

Absolwentka Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach (2010). Od października 2010 roku jest doktorantką kierunku elektrotechnika na swoim macierzystym wydziale.

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach (1999). Od 2000 roku związany zawodowo z elektroenergetyką przemysłową. Jego główne zainteresowania to praca systemu dystrybucyjnego oraz ciągłość zasilania odbiorców.

Metoda analizy niezawodności układów rozdzielczych średnich napięć

METODA ANALIZY NIEZAWODNOŚCI UKŁADÓW ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ dr inż. Joachim Bargiel / Politechnika Śląska prof. dr hab. inż. Paweł Sowa / Politechnika Śląska mgr inż. Katarzyna Zając / Politechnika Śląska mgr inż. Tomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

1. STAN ISTNIEJĄCY SIECI ŚREDNICH NAPIĘĆ Sieć rozdzielcza SN jest siecią napowietrzną lub kablową, rzadziej napowietrzno-kablową, zasila ona rejony zróżnicowane, obejmujące miasta, przedmieścia i wioski oraz tereny przemysłowe. To bardzo liczni odbiorcy, z reguły o małej mocy, pobierający energię bezpośrednio z sieci średniego napięcia, ale również odbiorcy operujący na niskim napięciu, zasilani grupowo z transformatorów SN/nN, które tworzą odbiór transformatorowy SN/0, 4 kV – zwany ogólnie odbiorcą grupowym. Sieć ta pracuje jako sieć promieniowa. Poszczególne wydzielone „promienie” są rozbudowanymi gałęziami. Gałąź zasilana jest zwykle w jednym punkcie (węźle sieciowym) z sieci nadrzędnej 110 kV. W stanach poawaryjnych dyspozytor (operator) ma możliwość przełączenia części odbiorców na zasilanie rezerwowe z sąsiednich gałęzi („promieni”) sieci SN, w kilku (od 2 do 5) – z góry przygotowanych – punktach położonych wewnątrz niej. Źródłami zasilania sieci elektroenergetycznych średnich napięć (SN) są węzły sieci 110 kV, zasilane z sieci przesyłowych i dużych elektrowni oraz lokalne źródła energii elektrycznej, tzw. generacja lokalna. Lokalne źródła, położone głęboko wewnątrz sieci rozdzielczych średnich i niskich napięć, stwarzają nowe sytuacje współpracy z siecią energetyki w stanach normalnych i poawaryjnych oraz pracy wyspowej. W wielu przypadkach są to źródła drobne, obiektowe (urzędy, szpitale, szkoły, pływalnie, centra energetyczne gmin). Obecny stan terenowych sieci elektroenergetycznych średniego napięcia jest niezadowalający, pomimo wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną przede wszystkim wśród odbiorców zasilanych z tych sieci. Znaczący udział w tym wzroście mają odbiorcy bytowo-komunalni, rolnictwo, drobny przemysł oraz usługi. Zwiększenie poboru mocy i energii wymusza rozwój tej sieci przez budowę nowych linii i stacji SN/nN. Wymagane są więc relatywnie większe nakłady na rozwój sieci. Jednak z uwagi na obecną strukturę sieci terenowych, rozproszenie punktów odbioru na terenach wiejskich, długości ciągów liniowych bez możliwości drugostronnego ich zasilania w stanach awaryjnych, przebudowa najbardziej zużytych ﬁzycznie i najmniej sprawnych sieci nie może być szybka ani też wzorowana na sieciach miejskich. Powinna być poprzedzona pracami badawczymi w celu ustalenia realnych i ekonomicznie uzasadnionych kierunków zmian stanu istniejącego.

2. MODEL NIEZAWODNOŚCIOWY DLA SIECI ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ Z punktu widzenia niezawodności od sieci wymaga się ciągłej dostawy energii elektrycznej o odpowiedniej jakości, do każdego węzła odbiorczego, w określonych okresach czasu. Wrażliwość odbiorców na zakłócenia dostawy energii elektrycznej określają następujące parametry: • czas pojedynczej przerwy zasilania, w tym bardzo istotny jest tzw. czas dopuszczalnej przerwy zasilania, po przekroczeniu którego skutki przerwy stają się znaczące dla odbiorcy (szkody gospodarcze)

Streszczenie W artykule przedstawiono jedną z najbardziej aktualnych metod i program obliczeniowy do oceny niezawodności zasilania odbiorców z sieci średnich napięć w kraju. Jest to rozszerzenie metody i programu NIEZ,

opracowanych w IESU dla sieci przesyłowej WN i 110 kV. Przedstawiono główne założenia metody oraz modelu obliczeniowego, a także przykładowe wyniki obliczeń dla modelowego fragmentu sieci średniego napięcia.

Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając / Politechnika Śląska Tomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

• sumaryczny czas trwania przerw w analizowanym okresie (zwykle okres jednego roku) • sumaryczna liczba przerw w analizowanym okresie • sumaryczna liczba przerw o czasie przekraczającym dopuszczalną wartość czasu. Wynikają stąd różne wskaźniki niezawodności zasilania. Zakłócenia powstające w sieci elektroenergetycznej mogą spowodować pozbawienie zasilania niektórych stacji odbiorczych, na skutek przerwania ich połączeń ze stacjami zasilającymi. Mówi się wówczas o losowych, nieoczekiwanych przerwach w zasilaniu. Wystąpienie przerw zależne jest od topologicznego układu pracy sieci, a sposób i szybkość likwidacji związane są z konfiguracją układu, wyposażeniem w urządzenia rozdzielcze i automatykę sieciową oraz sposobem działania obsługi. W sieci pracującej w układzie promieniowym, jednostronnie zasilanym – oprócz nielicznych układów sieci posiadających lokalne źródła – praktycznie każde zakłócenie prowadzi do wyłączenia odbiorców. Wszystkie zakłócenia likwidowane są przez odpowiednią naprawę, mianowicie: • samoistną, wskutek działania automatyki układ powraca do stanu wyjściowego, np.: SPZ, lub do układu zastępczego przy automatycznym SZR • dokonaną przez obsługę i polegającą na: a) przełączeniu ręcznym na inne zasilanie rezerwowe (drogę zasilania) z jednoczesną wymianą elementu lub naprawą poawaryjną w celu skrócenia przerwy zasilania węzła – jeżeli jest to możliwe b) poawaryjnej naprawie elementu w miejscu zainstalowania c) wymianie elementu uszkodzonego. W sieci prowadzone są planowe prace profilaktyczne (konserwacyjne, przeglądy i planowe remonty), przeciwdziałające przypadkom utraty działania elementów układu. Istotne są te prace, które wiążą się z koniecznością wyłączenia elementu, co prowadzi do osłabienia układu lub do wyłączenia węzłów odbiorczych, tzw. zapowiedziane wyłączenia odbiorców i muszą być odwzorowane w modelu. Źródła generacji lokalnej rozmieszczone wewnątrz sieci średniego napięcia mogą przyczynić się do skrócenia przerw w zasilaniu odbiorców, jak i do zmniejszenia wyłączanej mocy w czasie wykonywanych prac planowych, a także w czasie przerw awaryjnych. Z punktu widzenia niezawodności zasilania odbiorców (także stacji odbiorczych SN/nN), w przypadku utraty podstawowej drogi zasilania istnieje możliwość pokrycia zapotrzebowania z generacji lokalnej. Jest to możliwe wtedy, kiedy nastąpi wydzielenie uszkodzonego odcinka sieci i zasilanie pozostałych stacji „wyspowo” z generacji lokalnej. W modelu niezawodnościowym zasilania z sieci średnich napięć uwzględnia się następujące czynniki: • konfiguracje układu, z uwzględnieniem układu pracy sieci • moc dyspozycyjną lokalnych źródeł wytwórczych i ich rozmieszczenie w węzłach sieci • remonty planowe elementów sieciowych rozpatrywanej sieci • wyposażenie sieci w automatykę i telesterowanie oraz wpływ automatyki sieciowej • wpływ działań dyspozytora w stanach normalnych i awaryjnych oraz działania obsługi. W celu rozwiązania postawionego zagadnienia istniejąca sieć SN została podzielona na promienie zasilane w jednym punkcie z głównego punktu zasilającego, tworząc gałęzie. Wewnątrz gałęzi są łączniki samoczynne, zdalnie sterowane oraz lokalne źródła. W zależności od lokalizacji łączników samoczynnych i zdalnie sterowanych, w gałęzi sieci tworzy się podział tej gałęzi na fragmenty, które są wyłączane samoczynnie lub przełączane w stanach zakłóceniowych (awaryjnych lub poawaryjnych). Te fragmenty zostały nazwane elementami układu, tzw. elementami scalonymi. Wraz z tymi elementami zostaje wyłączonych lub przełączonych wielu odbiorców. Model ten pozwala na obliczenie dla odbiorców albo stacji odbiorczych następujących wskaźników: D – oczekiwana liczba przerw dostawy energii elektrycznej Q – wskaźnik zawodności, który jest interpretowany najczęściej jako względny czas pozostawania układu w stanie niezdatności And – energia niedostarczona, w MWh/a. Można je uzupełnić wskaźnikami łatwymi do obliczenia, np.: tśr – średni czas przerwy zasilania, w h/przerwę oraz innymi.

Metoda analizy niezawodności układów rozdzielczych średnich napięć

3. ZAŁOŻENIA MODELU NIEZAWODNOŚCIOWEGO Sieć rozdzielcza SN składa się z wielu urządzeń, które w modelu zostały zgrupowane w następujące elementy: linie, transformatory, systemy szyn zbiorczych (stacji odbiorczych i zasilających) oraz jednostki wytwórcze. Na skutek zaistniałych w sieci zakłóceń może wystąpić nowe rozcięcie sieci na niepołączone ze sobą wycinki, w każdym wycinku mogą wystąpić następujące sytuacje: • jeżeli w wydzielonym wycinku znajdują się tylko stacje odbiorcze, to stacje te zostaną pozbawione zasilania • jeżeli w wydzielonym wycinku są zarówno stacje odbiorcze i zasilające, to może wystąpić: – pełne zasilanie stacji odbiorczych, gdy jest wystarczająca moc w stacji zasilającej – ograniczenie lub brak dostawy mocy dla odbiorców (w stacjach odbiorczych) w wyniku deﬁcytu mocy w wydzielonym wycinku. Wyróżnić tutaj należy dwa uzupełniające się zagadnienia: • zagadnienia ciągłości zasilania stacji odbiorczych w wyniku zaistniałych zakłóceń, z uwzględnieniem przełączeń (możliwością wyszukania „nowej” drogi zasilania po zamknięciu otwartego łącznika) • zagadnienia bilansu mocy wycinków powstałych z nowych rozcięć w wyniku zaistniałych zakłóceń i wynikające z tego: – zbilansowanie mocy i odbiorcy nie odczuwają skutków – niezbilansowanie mocy i występują ograniczenia. Rozwiązanie obu zagadnień wymaga algorytmu, który będzie wyszukiwał stany pracy sieci, prowadzące do omówionych wyżej sytuacji. Ze względu na złożoność zagadnienia i praktycznych możliwości wprowadzono następujące uproszczenia: • odwzorowanie mocy dyspozycyjnej źródła przez średnią dyspozycyjną • obciążenie szczytowe stacji odbiorczych traktowane w sposób deterministyczny • źródło wytwórcze pracujące autonomicznie; sprawdza się warunek, że moc dyspozycyjna jest większa lub równa mocy zapotrzebowanej wydzielonego obszaru i zapewniona jest płynna regulacja wytwarzanej mocy, skorelowana z wypadkową charakterystyką częstotliwościową zapotrzebowania odbiorców • remonty urządzeń sieciowych traktuje się deterministycznie • pomija się zjawiska towarzyszące stanom niestabilności.

4. CHARAKTERYSTYKA POSZCZEGÓLNYCH ETAPÓW ANALIZY NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA ODBIORCÓW Analiza niezawodności zasilania odbiorców z określonej sieci średniego napięcia wymaga podjęcia działań w czterech etapach:

Etap 1: Analiza układu połączeń elementów sieci rozdzielczej – ustalenie struktury sieci analizowanego układu Podstawowym algorytmem składowym jest algorytm wyznaczania drogi zasilania. Jego zadaniem jest wyznaczenie elementów grafu sieci, które łączą węzeł odbiorczy (analizowany) z węzłem zasilającym. Ustalenie struktury sieci analizowanego układu wymaga: a) sporządzenia tablicy dróg zasilających badany węzeł odbiorczy (XO) b) utworzenia macierzy dróg zasilających (Z) badany węzeł odbiorczy. Etap 2: Wyznaczenie wskaźników nieciągłości zasilania rozpatrywanego węzła odbiorczego Wyznaczenie wskaźników niezawodności zasilania rozpatrywanego węzła odbiorczego polega na: 1. Określeniu danych statystycznych awaryjności elementów analizowanego układu sieci: di’ – częstość zakłóceń i-tego elementu scalonego, złożonego z urządzeń wchodzących w jego skład, tj. oczekiwana liczba wyłączeń na 100 sztuk elementów i rok ti – średni czas trwania zakłócenia na i-tym elemencie układu, w godzinach na zakłócenie (h/zakł.), 2. Wyznaczeniu elementów pojedynczych oraz par trójek elementów, których wyłączenie powoduje przerwę w zasilaniu badanego węzła odbiorczego.

Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając / Politechnika Śląska Tomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

Wypadkowe wskaźniki niezawodności zasilania dla węzła są utworzone z: • wskaźników własnych węzła • wskaźników związanych z wyłączeniami pojedynczych elementów scalonych sieci • wskaźników związanych z wyłączeniami par elementów scalonych sieci. W obliczeniach nie są rozpatrywane wyłączenia potrójne, ponieważ prawdopodobieństwo awarii równocześnie więcej niż dwóch elementów jest bardzo małe i nie ma istotnego znaczenia w obliczeniach praktycznych. Dla każdego węzła obliczana jest: a) oczekiwana roczna liczba przerw w zasilaniu węzła, oznaczona literą D b) wskaźnik niezdatności Q, rozumiany jako względny czas wystąpienia przerwy c) oczekiwana roczna niedostarczona energia w wyniku zakłóceń, obliczana jako iloczyn energii pobieranej z węzła i wskaźnika niezdatności Q: And = Q × A

(1)

Z powyższych wielkości można wyznaczyć średni czas trwania pojedynczej przerwy zasilania w okresie T, oznaczony literą ta z zależności

ta 

Q T D

(2)

Etap 3: Wyznaczenie syntetycznej miary nieciągłości zasilania – energii niedostarczonej Po przeanalizowaniu wszystkich stanów, dla zasilania danej stacji, oblicza się energię niedostarczoną And. Dla i-tego węzła odbiorczego oblicza się ją z zależności: Andi = Qi × Ari

(3)

Ari = Ps, i × Ts, i

(4)

gdzie: Qi – wskaźnik zawodności obliczony dla i-tego węzła Ari – energia roczna pobierana przez i-ty węzeł Ps, i – moc średnia pobierana przez i-ty węzeł Ts, i – czas użytkowania obciążenia średniego.

Etap 4: Analiza wyników i wybór wariantu Przykładowe obliczenia niezawodności zasilania wykonano dla modelowej sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, pokazanej na rys. 1. Obliczenia wykonano dla trzech układów (wariantów) pracy układu. W układzie pierwszym wszystkie stacje są zasilane z głównego punktu zasilania (GPZ), w linii jest zainstalowany wyłącznik, natomiast w odgałęzieniach oraz przy transformatorze SN/nN odłączniki.

Metoda analizy niezawodności układów rozdzielczych średnich napięć

Rys. 1. Układ modelowy sieci terenowej SN – układ podstawowy

Rys. 2. Układ modelowy sieci terenowej SN – układ sieci SN z reklozerami

W układzie drugim, pokazanym na rysunku 2 wprowadzono sekcjonowanie linii głównej za pomocą wyłącznika (reklozera R1) oraz instalację reklozerów R2 i R3 w odgałęzieniach sekcji odbiorczych III i IV. Zastosowanie automatycznych wyłączników (reklozerów) umożliwia zmniejszenie częstości zakłóceń oraz łącznego czasu trwania zakłócenia o 37% (w porównaniu z układem modelem pokazanym na rysunku 1). Liczba wyłączonych odbiorców zostaje ograniczona, a czas lokalizacji zakłócenia znacznie skrócony. Wartość niedostarczonej energii w porównaniu do stanu wyjściowego (układ 1) jest o 34% mniejsza.

Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając / Politechnika Śląska Tomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

Rys. 3. Układ modelowy sieci terenowej SN – układ sieci SN z reklozerami oraz generacją lokalną

W układzie trzecim wprowadzono poza sekcjonowaniem linii głównej za pomocą reklozera R1 i reklozerów R2 i R3 w odgałęzieniach sekcji odbiorczych III i IV, generację lokalną w sekcji odbiorczej IV. Przedstawiony układ umożliwia dzięki zainstalowanym reklozerom automatyczną lokalizację miejsca zwarcia, sekcjonowanie toru głównego linii oraz odcinanie uszkodzonych sekcji odbiorczych III i IV w odgałęzieniach za reklozerami R2 i R3. Natomiast obecność źródła lokalnego umożliwi zasilanie nieuszkodzonych sekcji. Dla takiego układu następuje spadek łącznego czasu przerw o 68% oraz liczby przerw, skutkuje to znacznym zmniejszeniem energii niedostarczonej do odbiorców. Wartość niedostarczonej energii w porównaniu do stanu wyjściowego (układ 1) jest o 68,5% mniejsza. Wyniki obliczeń przedstawiono w tablicy 1. Tab. 1. Zestawienie obliczonych wskaźników niezawodności dla poszczególnych układów Układ 1 Nr sekcji

2 3

Numer węzła

tśr

Typ

zakł./a

*10-4 -

h/a

h/zakł.

lat/1 zakł.

odbioru

MWh/a

węzeł 1

Xz1

0,5

0,37

0,3

0,7

2,04

węzeł 2

Xo1

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

120

3,8

węzeł 3

Xo2

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

180

5,7

węzeł 4

Xo3

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

250

7, 9

węzeł 5

Xo4

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

180

5,7

węzeł 6

Xo5

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

200

6,3

węzeł 7

Xo6

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

130

4,1

węzeł 8

Xo7

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

340

10,8

węzeł 9

Xo8

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

220

7, 0

węzeł 10

Xo9

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

450

14,2

węzeł 11

Xo10

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

190

6,0

węzeł 12

Xo11

13,7

36,1

31,6

2,3

0,07

190

6,0

suma

77,5

Metoda analizy niezawodności układów rozdzielczych średnich napięć

Układ 2 Nr sekcji

2 3

Numer węzła

2 3

tśr

Typ

zakł./a

*10-4 -

h/a

h/zakł.

lat/1 zakł.

odbioru

MWh/a

węzeł 1

Xz1

0,5

0, 4

0,3

0,7

2,0

węzeł 2

Xo1

5,7

14,6

12,8

2,2

0,17

120

1,5

węzeł 3

Xo2

5,7

14,6

12,8

2,2

0,17

180

2,3

węzeł 4

Xo3

5,7

14,6

12,8

2,2

0,17

250

3,2

węzeł 5

Xo4

5,7

14,6

12,8

2,2

0,17

180

2,3

węzeł 6

Xo5

8,9

23,2

20, 4

2,3

0,11

200

4,1

węzeł 7

Xo6

8,9

23,2

20, 4

2,3

0,11

130

2,6

węzeł 8

Xo7

10,1

25, 4

22,2

2,2

0,1

340

7,6

węzeł 9

Xo8

10,1

25, 4

22,2

2,2

0,1

220

4,9

węzeł 10

Xo9

12,5

31,2

27,3

2,2

0,08

450

12,3

węzeł 11

Xo10

12,5

31,2

27,3

2,2

0,08

190

5,2

węzeł 12

Xo11

12,5

31,2

27,3

2,2

0,08

190

5,2

suma

51,1

Układ 3 Nr sekcji

N węzła

tśr

Typ

zakł./a

*10-4 -

h/a

h/zakł.

lat/1 zakł.

odbioru

MWh/a

węzeł 1

Xz1

0,5

0, 4

0,3

0,7

2,0

węzeł 2

Xo1

5,3

14,2

12, 4

2, 4

0,19

120

1,5

węzeł 3

Xo2

5,3

14,2

12, 4

2, 4

0,19

180

2,2

węzeł 4

Xo3

5,3

14,2

12, 4

2, 4

0,19

250

3,1

węzeł 5

Xo4

5,3

14,2

12, 4

2, 4

0,19

180

2,2

węzeł 6

Xo5

3,5

8,7

7,6

2,2

0,28

200

1,5

węzeł 7

Xo6

3,5

8,7

7,6

2,2

0,28

130

1,0

węzeł 8

Xo7

4,7

11,9

10,5

2,2

0,21

340

3,6

węzeł 9

Xo8

4,7

11,9

10,5

2,2

0,21

220

2,3

węzeł 10

Xo9

4,0

9,6

8, 4

2,1

0,25

450

3,8

węzeł 11

Xo10

4,0

9,6

8, 4

2,1

0,25

190

1,6

węzeł 12

Xo11

4,0

9,6

8, 4

2,1

0,25

190

1,6

suma

24, 4

Z przedstawionych obliczeń wynika, że zainstalowanie samoczynnych wyłączników – reklozerów, wykorzystywanych do zdalnej rekonﬁguracji sieci, oraz możliwość pracy autonomicznej źródeł lokalnych energii elektrycznej w znacznej mierze mogą przyczynić się do skrócenia przerw w zasilaniu odbiorców, jak i do zmniejszenia wyłączanej mocy w czasie wykonywanych prac planowych, a także w czasie przerw awaryjnych.

5. PODSUMOWANIE Opracowanie modelu i programu obliczania podstawowych wskaźników do oceny niezawodności zasilania odbiorców z sieci średnich napięć jest koniecznie potrzebne. Wynika to głównie ze wzrastającej liczby lokalnych źródeł wytwórczych, mających zdecydowany wpływ na niezawodność zasilania z sieci średnich napięć. Publikacja niniejsza przedstawia końcowy etap prac nad zagadnieniem przystosowania metody i programu NIEZ, funkcjonującego w obszarze sieci przesyłowych i rozdzielczych wysokiego napięcia.

Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając / Politechnika Śląska Tomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

BIBLIOGRAFIA 1. Bargiel J., Goc W., Teichman B., Średniookresowy deﬁcyt energii elektrycznej – horyzont sezonowy, Projekt badawczy zamawiany nr PBZ-MEIN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, Gliwice, 2008. 2. Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Średniookresowy deﬁcyt mocy i energii elektrycznej, Konferencja Naukowa „Rynek Energii ’09”, Kazimierz Dolny, czerwiec 2009. 3. Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Sierociński T., Ryzyko awarii w lokalnych systemach rozdzielczych, Konferencja naukowa „Blackout”, Poznań 2010. 4. Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Niezawodność zasilania odbiorców z sieci średniego napięcia, Konferencja Naukowo-Techniczna „Rynek Energii ’10”, Kazimierz Dolny, czerwiec 2010.

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Paweł Bućko Gdańsk / Polska Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Działalność naukowa autora związana jest z ekonomiką energetyki, ze szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów energetycznych w uwarunkowaniach rynkowych. Aktywność zawodowa koncentruje się na analizie inwestycyjnej dla źródeł wytwórczych, analizie mechanizmów rynkowych i zasad rozliczeń w dostawie energii. Jest także audytorem energetycznym i zajmuje się problematyką racjonalnego użytkowania energii.

Zdecentralizowany model rynku regulacyjnych usług systemowych

ZDECENTRALIZOWANY MODEL RYNKU REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH dr inż. Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

Praca ﬁnansowana ze środków na naukę w latach 2008–2010 jako projekt badawczy nr N511 376235

1. WSTĘP Obecnie usługi systemowe są pozyskiwane i zarządzane w modelu scentralizowanym przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP). Mechanizm pozyskania usług, mimo że włączony w mechanizmy Rynku Bilansującego (RB), w praktyce funkcjonuje jako mechanizm wydzielony, szczególnie w zakresie handlowym. Integracja obejmuje głównie techniczny aspekt funkcjonowania RB [3, 4]. Wymagana wielkość mocy w różnego rodzaju rezerwach jest traktowana jako ograniczenie techniczne przy tworzeniu dobowych planów koordynacyjnych. W dostawie usług uczestniczą głównie elektrownie systemowe, najwięksi odbiorcy mogą być wykorzystywani w bardzo ograniczonym stopniu. Cena za świadczenie usługi nie jest wyznaczana w cyklu aukcyjnym, lecz wycena opiera się albo na uproszczonym szacowaniu kosztów ponoszonych z tytułu świadczenia usługi (w przypadku regulacji pierwotnej i wtórnej), albo na stawkach wynegocjowanych w umowach dwustronnych (dla rezerwy interwencyjnej). Rezerwa pierwotna i wtórna wyceniana jest na podstawie cen za generację wymuszoną w źródłach, które wynikają z kalkulacji kosztowej i w praktyce są cenami regulowanymi. Ceny rezerw interwencyjnych są określane na podstawie stawek wynegocjowanych w rocznych umowach. Nie ma możliwości bieżącego modyﬁkowania stawki w odniesieniu do aktualnej sytuacji systemowej. W praktyce nie ma więc aktywnej konkurencji dostawców rezerwy. Mechanizm wymaga modernizacji, jeżeli dostawa usług ma być realizowana w warunkach konkurencji. Proponuje się decentralizację sposobu zarządzania usługami regulacyjnymi. W celu wykorzystania możliwości świadczenia usługi przez źródła rozproszone i odbiorców, celowe jest wprowadzenie podmiotów pośredniczących na rynku usług regulacyjnych. Zadaniem takich podmiotów jest agregowanie możliwości podmiotów rozproszonych i zarządzanie świadczeniem usługi. W naturalny sposób rolę takich podmiotów mogą realizować Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD). Proponuje się powołanie lokalnych rynków bilansujących, zarządzanych przez OSD i funkcjonujących jako uzupełnienie systemowego RB. Powołaniu lokalnych rynków bilansujących musi towarzyszyć modyﬁkacja zasad funkcjonowania rynku systemowego. Wielkość rezerw mocy, niezbędnych dla bezpiecznej pracy systemu, jest ściśle uwarunkowana możliwą do uzyskania dokładnością prognozy zapotrzebowania. Obecnie w scentralizowanej strukturze zarządzania usługami regulacyjnymi wielkości wymaganych rezerw są dostosowane do systemowej prognozy zapotrzebowania. Prowadzi to do zawyżenia tych wielkości. Stosowana obecnie centralna prognoza zapotrzebowania nie tylko zwiększa wymagane poziomy rezerw mocy, ale także nie tworzy warunków do wykorzystania innych niż po stronie wytwórczej mechanizmów regulacyjnych. Brak mechanizmów stymulujących powoduje, że możliwości regulacyjne odbiorców w praktyce nie są wykorzystywane. Decentralizacja rynku może takie stymulanty spowodować. Podaż różnych usług nie jest jednakowo rozproszona w systemie. Obecny niewielki udział generacji rozproszonej w całkowitej generacji w systemie powoduje, że dostępny zakres rezerw w regulacji pierwotnej i wtórnej jest skupiony w dużych elektrowniach systemowych. Decentralizacja rynku (przy obecnej strukturze wytwarzania) w zakresie regulacji pierwotnej i wtórnej nie przyniesie obecnie dużych korzyści. Sytuacja ulegnie

Streszczenie W artykule zaprezentowano model pozyskania regulacyjnych usług systemowych w sposób zdecentralizowany. Przedstawiono koncepcje funkcjonowania lokalnych rynków usług systemowych. Zaproponowano wykorzystanie zdolności odbiorców, źródeł rozproszonych

i operatorów systemów lokalnych do dostawy usług. Omówiono rolę Operatorów Systemów Dystrybucyjnych oraz ﬁrm obrotu energią jako pośredników w pozyskaniu usług regulacyjnych od podmiotów rozproszonych.

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

jakościowej zmianie dopiero w miarę postępu w decentralizacji mocy wytwórczej. Wzrost udziału źródeł rozproszonych zwiększy podaż tych usług w obszarze zarządzania OSD. Rozkład podaży usług w zakresie rezerwy interwencyjnej oraz możliwości bilansowania energii pomiędzy obszarem systemu przesyłowego a obszarami systemów dystrybucyjnych są bardziej zrównoważone. Proponuje się, aby decentralizacja bilansowania i pozyskania usług w pierwszym etapie dotyczyła tych działań regulacyjnych. Większość efektów wdrożenia tych rynków można uzyskać przez wprowadzenie działań o charakterze organizacyjnym, a ich oczekiwanym efektem będzie wygenerowanie impulsów do wykorzystania możliwości regulacyjnych odbiorców i aktywnej roli OSD w procesie zarządzania bilansowaniem systemu. Decentralizacja w zakresie pozyskania usług regulacyjnych dla rezerwy wtórnej będzie efektywnie możliwa, jeżeli towarzyszyć jej będzie decentralizacja struktury regulacji wtórnej w systemie. Ze względu na znaczne koszty wdrożenia takich struktur celowość ich wdrożenia może być analizowana wówczas, gdy podaż tych usług w obszarach OSD znacząco wzrośnie. Realizacja drugiego etapu decentralizacji będzie warunkowana odpowiednim rozwojem źródeł rozproszonych.

2. MODYFIKACJA FUNKCJONOWANIA SYSTEMOWEGO RYNKU BILANSUJĄCEGO 2.1. Zmiany w Rynku Bilansującym W mechanizmach Rynku Bilansującego proponuje się wdrożyć następujące modyfikacje: • wycena usług w regulacji pierwotnej i wtórnej powinna być realizowana na podstawie mechanizmu ofertowego, na podobnych zasadach jak jest pozyskiwana usługa bilansowania energii • wdrożenie łącznej optymalizacji zakupu energii bilansującej i regulacyjnych rezerw mocy • umożliwienie kupującym (odbiorcom, firmom obrotu i OSD) przyjmowania pozycji aktywnej w mechanizmach RB • umożliwienie OSD (i przedsiębiorstwom obrotu) świadczenia usługi rezerwy interwencyjnej (pośredniczenie w pozyskaniu usługi w obszarach sieci dystrybucyjnej). Ewolucja mechanizmów rynku w zakresie regulacji wtórnej może zmierzać w kierunku dalszej decentralizacji, powiązanych z wprowadzeniem hierarchicznej lub pluralistycznej struktury regulacji wtórnej w systemie. Rozważanie tego etapu będzie możliwe w przypadku znaczącego rozwoju generacji rozproszonej w obszarach sieci dystrybucyjnych. 2.2. Mechanizm ofertowy w zakresie regulacji pierwotnej i wtórnej Aktualnie Jednostki Grafikowe, oferujące regulację pierwotną i wtórną, nie składają ofert cenowych dotyczących tych usług. Cena za świadczenie usługi jest wyznaczana dla każdego podmiotu indywidualnie na podstawie kosztów generacji wymuszonej. Dostawcy usługi nie mają więc możliwości konkurencji cenowej. W celu stworzenia warunków dla takiej konkurencji proponuje się, by podmioty zobligowane do utrzymywania sprawności układów regulacji składały oferty cenowe na świadczenie usługi w cyklach dobowych, zsynchronizowanych ze składaniem ofert cenowych energii bilansującej na RB. Zapotrzebowanie na wielkości rezerw w regulacji pierwotnej i wtórnej dla każdej godziny doby, podobnie jak obecnie, wyznaczane jest na podstawie kryteriów technicznych. Wybór dostawców usługi realizowany jest w takim przypadku na podstawie aukcji ofert cenowych. Proponuje się, by rozliczenie usługi dla każdego z dostawców odbywało się na podstawie ceny równowagi dla godziny handlowej. Ten sposób rozliczeń zwiększa skłonność uczestników rynku do składania ofert wynikających z rzeczywistych kosztów ponoszonych przez oferenta. By uniknąć sytuacji nadużywania pozycji rynkowej przez podmioty dominujące, proponuje się wprowadzenie górnego pułapu możliwej do zgłoszenia oferty rynkowej, uzależnionej od kosztów ponoszonych przez dostawcę usługi. Ze względu na skomplikowane zasady wyznaczania kosztów świadczenia usługi proponuje się, by górny pułap oferty cenowej dla Jednostki Grafikowej uzależnić od określanych na potrzeby RB kosztów generacji wymuszonej. Podstawowym elementarnym przedziałem czasu, w którym obecnie prowadzone są rozliczenia za energię elektryczną w rozwiązaniach krajowych, jest godzina. Działanie regulacji sekundowej, minutowej jest w takich rozliczeniach często uśredniane i nie uwzględnia rzeczywistego udziału bloków w regulacji. W rozliczeniach energii bilansującej, wynikającej z wykorzystania regulacji sekundowej i minutowej, należy dążyć do wprowa-

Zdecentralizowany model rynku regulacyjnych usług systemowych

dzenia częstszych niż godzinowe identyﬁkacji stanów systemu (np. w okresach kilkuminutowych). Wydaje się, że najbardziej uzasadnione byłoby wprowadzenie rozliczeń wg zasady ex post, na podstawie chwilowych identyﬁkacji stanów systemu. Dla uproszczenia procesu rozliczeń ceny chwilowe mogą być integrowane w dłuższych okresach czasu, np. godzinach.

2.3. Łączna optymalizacja zakupu energii bilansującej i regulacyjnych rezerw mocy Zakup wszystkich rezerw regulacyjnych oraz energii bilansującej powinien być realizowany na zasadzie łącznej optymalizacji. Przyjętym kryterium powinna być suma wszystkich kosztów ponoszonych przez operatora RB. Obecnie stosowane kryterium prowadzi do minimalizacji kosztów pozyskania energii bilansującej (z uwzględnieniem kosztów generacji wymuszonej i kosztów uruchomień zespołów). Funkcja kryterialna po uzupełnieniu o składniki kosztów pozyskania usług regulacyjnych, posiada postać:

(1)

gdzie: OPChi – oferta cenowa i-tej jednostki grafikowej za świadczenie usługi rezerwy pierwotnej w godzinie h RPp Pjh – planowane wykorzystanie rezerwy pierwotnej i-tej jednostki grafikowej w godzinie h OWChi – oferta cenowa i-tej jednostki grafikowej za świadczenie usługi rezerwy wtórnej w godzinie h PjhRWp – planowane wykorzystanie rezerwy wtórnej i-tej jednostki grafikowej w godzinie h OIChi – oferta cenowa i-tej jednostki grafikowej za świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej w godzinie h RIhi – planowane wykorzystanie rezerwy interwencyjnej i-tej jednostki grafikowej w godzinie h OFChik – cena ofertowa za wytwarzanie energii elektrycznej w k-tym paśmie oferty i-tej jednostki wytwórczej w godzinie h Ehik – przyjęta do planu produkcja energii w k-tym paśmie oferty i-tej jednostki wytwórczej w godzinie h CWi – cena za wymuszone wytwarzanie energii elektrycznej przez i-tą jednostkę wytwórczą ERhi – energia wprowadzona do systemu w czasie uruchamiania i-tej jednostki wytwórczej w godzinie h, w ilości wynikającej ze stanu początkowego rozruchu i odpowiedniej charakterystyki rozruchowej RZhi – zmienna decyzyjna (0 lub 1) reprezentująca rozruch i-tej jednostki wytwórczej ze stanu zimnego kończący się w godzinie h CUZi – cena za uruchomienie i-tej jednostki wytwórczej ze stanu zimnego RChi – zmienna decyzyjna (0 lub 1) reprezentująca rozruch i-tej jednostki wytwórczej ze stanu ciepłego kończący się w godzinie h CUCi – cena za uruchomienie i-tej jednostki wytwórczej ze stanu ciepłego RGhi – zmienna decyzyjna (0 lub 1) reprezentująca rozruch i-tej jednostki wytwórczej ze stanu gorącego kończący się w godzinie h CUGi – cena za uruchomienie i-tej jednostki wytwórczej ze stanu gorącego NO – liczba jednostek wytwórczych składających oferty bilansujące Hk – liczba godzin objętych optymalizacją. Korzyści z łącznej optymalizacji kosztów zakupu różnych usług regulacyjnych wykazywane są w analizach dotyczących różnych systemów energetycznych [1, 5, 6, 7].

2. 4. Aktywne uczestnictwo kupujących w Rynku Bilansującym Obecnie kupujący energię są na RB reprezentowani przez jednostki graﬁkowe pasywne. Umożliwienie jednostkom graﬁkowym, przypisanym do uczestników RB zajmujących pozycje kupujących energię, aktywnego uczestnictwa w bilansowaniu ma dopuścić, aby te podmioty składały oferty zmniejszenia zapotrzebowania na energię, przy określonych w ofertach poziomach cen. Uwzględnienie w bilansowaniu energii ofert składanych przez kupujących będzie powodować ich wpływ na poziom wyznaczanych globalnych cen rozliczeniowych na RB

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

(cena CRO i pochodne). Oferty kupujących będą konkurencyjne w stosunku do wykorzystywanych teraz ofert jednostek wytwórczych. Poza wpływaniem na poziom cen na RB, aktywna pozycja jednostek graﬁkowych odbiorczych ma umożliwić ﬁrmom obrotu i spółkom dystrybucyjnym pośrednictwo w składaniu zagregowanych ofert regulacyjnych, pozyskanych od podmiotów rozproszonych w sieci rozdzielczej lub uczestniczących w grupach bilansujących.

2.5. Świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych i przedsiębiorstwa obrotu Aktualnie usługę rezerwy interwencyjnej mogą pełnić elektrownie pompowe i gazowe (za pośrednictwem aktywnych Jednostek Grafikowych OSP) oraz odbiorcy końcowi (którzy zawarli umowę na świadczenie usługi z OSP). Ze względu na skalę systemowego Rynku Bilansującego, OSP jest skłonny zawierać umowy o dostawę usługi rezerwy interwencyjnej bezpośrednio z odbiorcami, którzy są gotowi oferować odpowiednio duże moce – obszar potencjalnych usługodawców zawęża się do największych odbiorców, posiadających możliwości techniczne dyspozycyjnego sterowania własnym poborem. Takie możliwości techniczne posiadają też średniej wielkości odbiorcy przemysłowi, ale ze względu na mniejsze oferowane moce nie mogą zawierać umów bezpośrednio z OSP. Proponuje się, aby umożliwić świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej przez firmy obrotu i Operatorów Systemów Dystrybucyjnych. Podmioty mogłyby oferować usługę w ilościach dostosowanych do skali RB, a odpowiednie moce udostępniałyby w wyniku agregacji możliwości podmiotów rozproszonych we własnych sieciach. 2.6. Decentralizacja pozyskania rezerwy wtórnej Obecna struktura systemu oraz istniejące układy regulacyjne dostosowane są do centralnego pozyskania usługi rezerwy wtórnej i jej wykorzystania przez systemowy regulator ARCM. Niewielki udział generacji rozproszonej powoduje, że źródła te w większości pozostają poza centralną dyspozycją lub koordynacją przez OSP. W konsekwencji nie są wykorzystywane do świadczenia usługi rezerwy wtórnej, a funkcja ta w systemie jest w pełni realizowana przez duże elektrownie systemowe. Jeżeli udział generacji rozproszonej będzie wzrastał, to należy rozważyć wykorzystanie możliwości tych źródeł do realizacji usługi rezerwy wtórnej. Efektywne wykorzystanie rozproszonych rezerw do regulacji wtórnej będzie możliwe w przypadku modyfikacji konfiguracji automatyki regulacji wtórnej w systemie. Obecny układ z jednym regulatorem centralnym może być zastąpiony układem z kilkoma regulatorami obszarowymi i jednym regulatorem centralnym, współpracującymi w układzie pluralistycznym lub hierarchicznym. Struktura pluralistyczna najbardziej odwzorowuje aktualne powiązania dotyczące organizacji towarowego rynku energii w KSE z rynkiem hurtowym i rynkami detalicznymi. Jak wykazano w [2], w przypadku wprowadzenia regulacji zdecentralizowanej, zorganizowanej w strukturze pluralistycznej, występują mniejsze konsekwencje w postaci przepływów energii regulacyjnej między obszarami regulacyjnymi i przy poprawnie zaplanowanej strukturze wydzielonych obszarów łatwiejsze jest zorganizowanie rynku energii, a w szczególności rozliczeń międzyobszarowych za przepływy energii. Aby osiągnąć ten efekt, konieczne jest posiadanie w każdym obszarze regulacyjnym odpowiednich rezerw regulacji wtórnej. Proces wdrożenia struktury zdecentralizowanej powinien być skorelowany z tempem decentralizacji wytwarzania energii w systemie. Decentralizacja pozwoli na efektywne wykorzystanie lokalnych rezerw regulacyjnych oraz będzie dodatkowym impulsem promującym dalszy rozwój generacji rozproszonej. Należy jednak zwrócić uwagę, że modyfikacja struktury regulacji wtórnej wymagać będzie rozbudowy systemu transmisji danych i sygnałów regulacyjnych. 3. LOKALNE RYNKI BILANSUJĄCE 3.1. Zadania lokalnych rynków bilansujących Proponuje się, by lokalne rynki bilansujące powstały w obszarach sieci zarządzanych przez OSD. Celem takich rynków powinno być wykorzystanie lokalnych możliwości bilansowania energii ulokowanych u odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej, którzy nie są w centralnej koordynacji realizowanej przez OSP. Efektem powołania takich rynków przez OSD powinno być pozyskanie możliwości aktywnej kontroli niezbilansowania obszaru, na potrzeby rozliczeń na systemowym Rynku Bilansującym, poprzez wykorzystanie ofert

Zdecentralizowany model rynku regulacyjnych usług systemowych

bilansowania złożonych do OSD na rynku lokalnym. Konsekwencją powołania lokalnych rynków bilansujących powinno być przyznanie operatorom rynków lokalnych możliwości zgłaszania aktywnych ofert dla jednostek graﬁkowych takich uczestników systemowego RB. Operator rynku lokalnego może wtedy pełnić rolę pośrednika i jednostki agregującej w dostawie usługi bilansowania energii pomiędzy obszarami sieci rozdzielczych a systemowym RB. W wyniku powołania lokalnego rynku bilansującego OSD uzyska możliwość zmniejszenia kosztów uczestnictwa w systemowym RB oraz zgłaszania ofert bilansujących na rynek systemowy (wynikających z pozyskanych lokalnie ofert bilansowania). Na systemowym RB wykorzystywane będą oferty bilansowania zgłoszone przez operatorów rynków lokalnych, zgodnie z zasadami konkurencji ofert przyjętych na systemowym RB. Proponuje się, aby w ramach lokalnych rynków bilansujących pozyskiwano usługę bilansowania energii oraz usługę rezerwy interwencyjnej. W chwili obecnej istnieją dostateczne środki techniczne świadczenia takich usług w obszarach sieci dystrybucyjnej. W przyszłości, gdy na rynkach lokalnych zwiększy się podaż innego rodzaju usług (głównie wskutek rozwoju generacji rozproszonej), należy rozszerzać zakres funkcjonowania tych rynków o inne rodzaje usług. Wprowadzenie rezerwy wtórnej jako usługi na rynku lokalnym będzie wymagało omawianej wcześniej decentralizacji struktury regulacji wtórnej.

3.2. Lokalne bilansowanie energii Usługa lokalnego bilansowania energii będzie pozyskiwana na lokalnym rynku bilansującym na podstawie ofert bilansujących, składanych przez odbiorców (oferta zmniejszenia poboru energii) i wytwórców (oferty zwiększenia i zmniejszenia produkcji w stosunku do pozycji kontraktowej) oraz przedsiębiorstwa obrotu (oferty zmiany poboru energii przez grupę bilansującą). Proponuje się, aby sposób formułowania ofert na rynku lokalnym i optymalizacja ich wyboru przez operatora rynku lokalnego były analogiczne do zasad obowiązujących na systemowym RB. Na rynku lokalnym proponuje się, aby uproszczone były zasady składania ofert, jeżeli chodzi o okresy czasowe ofertowania. Dopuszczalne powinno być składanie ofert o dłuższym okresie obowiązywania niż jedna doba. Projektując proces ofertowania, należy ograniczyć koszty organizacyjne potencjalnych uczestników rynku. Szczególnie w odniesieniu do odbiorców konieczność dobowego ofertowania może utrudniać uczestnictwo w rynku. Możliwość bieżącego wykorzystywania ofert bilansowania energii wymaga modyﬁkacji procedur dysponowania mocą źródeł rozproszonych i odbiorców przez OSD. Efektywne wykorzystanie możliwości bilansujących wytwórców wymaga przekazania oferowanej mocy wytwórczej do dyspozycji OSD. Aktywacja usługi powinna odbywać się w sposób uzgodniony z dyspozycją (automatyczne reagowanie na sygnały przesyłane z OSD lub dostęp do mocy na zasadzie telepoleceń). W przypadku odbiorców zgłaszających gotowość uczestniczenia w bilansowaniu energii możliwe jest zdalne (z OSD) sterowanie mocą wydzielonych odbiorników (zgodnie z ogólnymi zasadami ustalonymi między OSD a odbiorcą) lub poprzez przesyłanie telepoleceń do odbiorcy. W przypadku wykorzystywania oferty bilansującej odbiorcy celowe jest ustalenie zasad wcześniejszego powiadamiania odbiorców o potrzebie skorzystania z oferty przez OSD, z ustalonym w umowie dwustronnej wyprzedzeniem czasowym. Część mocy wykorzystywana przez OSD po stronie odbiorców może być pozyskiwana poprzez procedury DSM. Rozliczenia za tak świadczoną usługę bilansowania energii pomiędzy OSD a odbiorcą, którego oferta jest wykorzystywana, mogą odbiegać od ogólnych zasad rozliczeń na lokalnym rynku bilansującym. Rozliczenia będą dostosowane do zasad przyjętych w stosowanych na danym obszarze strategiach sterowania stroną popytową. 3.3. Pozyskanie i wykorzystanie rezerw interwencyjnych Udostępnienie rezerwy interwencyjnej na rynku lokalnym powinno (podobnie jak na rynku systemowym) być poprzedzone zawarciem terminowej umowy na świadczenie usługi między OSD a dostawcą. Rozliczanie świadczenia usługi (ze względu na prawdopodobnie rzadkie jej wykorzystywanie) powinno we wszystkich przypadkach być realizowane na podstawie dwóch stawek negocjowanych z dostawcą usługi (ustalonych w umowie terminowej): • za gotowość jej świadczenia (rozliczaną w okresie, kiedy moc regulacyjna jest dostępna do wykorzystania przez OSD) • za wykorzystanie (rozliczane w odniesieniu do energii regulacyjnej, uzyskanej od dostawcy w wyniku celowego wykorzystania usługi przez OSD).

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

Pozyskanie gotowości świadczenia usługi powinno być realizowane na podstawie okresowych przetargów, organizowanych przez OSD w obszarze objętym lokalnym rynkiem bilansującym. Dostawcą usługi rezerwy interwencyjnej na rynku lokalnym mogą być: • wytwórcy mający techniczne możliwości szybkiej dostawy mocy interwencyjnej do systemu (elektrownie gazowe, elektrownie wodne) • odbiorcy zgłaszający ofertę szybkiego zmniejszenia poboru energii • firmy obrotu pośredniczące w składaniu ofert uczestników rynku wchodzących w skład jednostek grafikowych firmy obrotu. Umowy zawierane na świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej powinny zawierać uzgodnione zasady szybkiego dostępu do mocy oraz ewentualnie zasady wcześniejszego powiadamiania o konieczności skorzystania z mocy. Do wykorzystania mocy interwencyjnej, zlokalizowanej u rozproszonych odbiorców, OSD może wykorzystywać strategie DSM. Wykorzystując pozyskane na lokalnym rynku bilansującym oferty rezerwy interwencyjnej, operator rynku lokalnego może zgłaszać zagregowane oferty na systemowym RB. Rola OSD ograniczona będzie do pośredniczenia w świadczeniu usługi. Usługa rezerwy interwencyjnej będzie wykorzystywana w celu odbudowywania rezerw regulacji wtórnej. Po ewentualnej decentralizacji struktury regulacji wtórnej rezerwy interwencyjne w pierwszej kolejności będą wykorzystywane do odtwarzania lokalnych rezerw mocy w regulacji wtórnej.

4. WPŁYW RYNKÓW LOKALNYCH NA RYNEK SYSTEMOWY USŁUG REGULACYJNYCH Rynki lokalne powinny kreować konkurencyjną ofertę dla dostawców usług na systemowym RB. Operatorzy rynków lokalnych, wykorzystując pozyskane na własnych rynkach oferty regulacyjne i agregując je do wielkości, które będą mogły być oferowane na rynku systemowym, stworzą ofertę konkurencyjną dla dotychczasowych dostawców usług. Przy proponowanej organizacji rynków konkurencyjna oferta usługi będzie dotyczyć głównie bilansowania energii i rezerwy interwencyjnej. Lokalne wykorzystanie rezerw do bilansowania obszarowego pozwoli na obniżenie kosztów funkcjonowania podmiotów na systemowym RB (spadnie zapotrzebowanie na energię bilansującą na tym rynku). W kontekście funkcjonowania lokalnych rynków bilansujących istotne jest nie tylko wykorzystanie rozproszonych możliwości bilansowania, ale także możliwość uzyskiwania bardziej dokładnych prognoz zapotrzebowania niż w przypadku rynku systemowego. Wykorzystanie tych dwóch efektów powinno obniżyć globalne koszty bilansowania. W proponowanej strukturze oczekuje się, że główny efekt będzie uzyskany poprzez wykorzystanie lokalnych możliwości bilansowania, zaś transfer energii bilansującej na rynek systemowy będzie efektem dodatkowym o mniejszej skali. W opinii autora, aby zaproponować strukturę rynku regulacji wtórnej, konieczne jest uzyskanie możliwości lokalnego pokrycia popytu na usługę. Niepożądana jest sytuacja, gdy struktura rynków i alokacja mocy regulacyjnej będzie wymagać dużych przepływów energii regulacyjnej: międzyobszarowych i między obszarami a rynkiem systemowym. Celem powołania lokalnych rynków powinno być wykorzystanie lokalnych rezerw regulacyjnych i wykreowanie impulsów do ich rozwoju.

Zdecentralizowany model rynku regulacyjnych usług systemowych

BIBLIOGRAFIA 1. Arroyo J.M., Galiana F.D., Energy and reserve pricing in security and network-constrained electricity markets, IEEE Trans. on Power Systems, vol. 20, no. 2, 2005. 2. Bućko P., Usługi systemowe w zdecentralizowanych układach regulacji wtórnej, Rynek Energii, nr 4 (89), 2010. 3. Bućko P., Konkurencja w dostawie regulacyjnych usług systemowych, Rynek Energii, nr 2, 2008. 4. Bućko P., Usługi regulacyjne w uwarunkowaniach wynikających z funkcjonowania Rynku Bilansującego, Archiwum Energetyki, 2007, t. XXXVII, nr specjalny: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce – APE07”, 2007. 5. Chen J., Thorp J.S., Thomas J.R., Mount T.D., Locational pricing and scheduling for an integrated energy-reserve market. Proceedings of the 36th Hawaii International Conference on System Sciences, IEEE, January 2003. 6. Chicco G., Gross G., Competitive acquisition of prioritizable capacity-based ancillary services, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 19, issue 1, Feb. 2004. 7. Korab R., Łączna optymalizacja energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, Przegląd Elektrotechniczny, nr 9, 2006.

Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik, Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Krzysztof Dobrzyński Gdańsk / Polska

Jacek Klucznik Gdańsk / Polska

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

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1999. Pięć lat później uzyskał tytuł doktorski. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Zajmuje się układami regulacji generatorów i turbin, energetyką wiatrową oraz elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową.

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.

Możliwości aplikacyjne metodyki szacowania maksymalnej generacji rozproszonej

MOŻLIWOŚCI APLIKACYJNE METODYKI SZACOWANIA MAKSYMALNEJ GENERACJI ROZPROSZONEJ mgr inż. Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska dr inż. Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Od kilku lat w Polsce obserwuje się relatywnie duże zainteresowanie inwestorów budową farm wiatrowych. Ma to bezpośredni związek z dążeniem naszego państwa do spełnienia zobowiązań, które stanęły przed Polską wraz z przystąpieniem jej jako pełnoprawnego członka do struktury Unii Europejskiej. Zobowiązania te obligują między innymi do procentowo określonego udziału energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach, w odniesieniu do energii wytwarzanej w kraju. Z uwagi na istniejące aktualnie w Polsce uwarunkowania, największe perspektywy rozwoju stoją dzisiaj przed energetyką wiatrową. Znajduje to potwierdzenie w liczbie składanych do polskiego operatora przesyłowego wniosków o wydanie zakresu ekspertyzy, czy w liczbie wydanych warunków przyłączeniowych. Taka perspektywa gwałtownego rozwoju energetyki wiatrowej stawia przed operatorem przesyłowym oraz operatorami dystrybucyjnymi wiele problemów do rozwiązania. Jednymi z głównych są możliwości przyłączenia tych źródeł do systemu elektroenergetycznego, gdzie parametrem określającym tę zdolność są dopuszczalne moce, jakie można do węzłów SEE przyłączyć. Przedstawiana w artykule metodyka, ze względu na swoją ogólność, może zostać zastosowana nie tylko w przypadku generacji rozproszonej (w tym energetyki wiatrowej), ale również do rozważań o przyłączeniu innych źródeł energii elektrycznej (np. klasycznej elektrowni cieplnej).

2. ALGORYTM SZACOWANIA MAKSYMALNEJ MOCY ULOKOWANEJ W ŹRÓDŁACH GENERACJI ROZPROSZONEJ Przyłączenie źródła energii elektrycznej do systemu elektroenergetycznego związane jest ze spełnieniem określonych wymagań dotyczących bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego. Wymagania te umocowane są w dedykowanych normach i dokumentach prawnych. Opierając się na nich, można określić kluczowe kryteria, które powinny zostać uwzględnione po przyłączeniu nowego źródła do systemu. Należy tu zauważyć, że kryteria te (ich liczba i rodzaj) silnie zależą od typu źródła i jego mocy zainstalowanej. Inne kryteria będą istotne dla przyłączenia źródła fotowoltaicznego do sieci niskiego napięcia (nN), a inne w rozważaniu przyłączenia farmy wiatrowej o mocy kilkudziesięciu MW do sieci wysokiego napięcia (WN). Zastosowane w algorytmie obliczeniowym kryteria decydują o jego uniwersalności. W prezentowanym algorytmie wykorzystuje się następujące kryteria oceny wpływu źródła energii na system elektromagnetyczny: • zawartość harmonicznych w prądzie i napięciu • wahania mocy czynnej, a co za tym idzie wahania częstotliwości w systemie oraz wahania mocy wymiany • wartości parametrów zwarciowych • stabilność lokalna • stabilność globalna • jakość energii w zakresie wahań napięcia i migotania krótko- i długookresowego • obciążenie gałęzi systemu elektroenergetycznego.

Streszczenie W artykule przedstawiono możliwości aplikacyjne metodyki szacowania maksymalnej generacji rozproszonej. Temat ten jest jednym z przykładowych rozwiązań problemu, który stoi dzisiaj przed operatorem systemu

przesyłowego oraz przed operatorami systemów dystrybucyjnych, a związany jest z prognozowanym dużym nasyceniem energetyką wiatrową w najbliższych latach.

Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik, Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

Zastosowanie algorytmu prowadzi do określenia, jaką moc można przyłączyć w wytypowanych węzłach systemu przy zastosowaniu danych typów źródeł energii elektrycznej. Do określenia tej mocy wykorzystywana jest funkcja celu, której kształt zależy od tego, czy moc szacowana jest w pojedynczym, czy w wielu węzłach: W przypadku szacowania mocy dla pojedynczego węzła funkcja celu przyjmuje następującą postać

Kw  min k j , w 

k j , w   � i , w�i , w

(1)

i 1

gdzie: Kw – wartość funkcji celu w w-tym węźle j – j-ta konﬁguracja zależna od parametrów wejściowych, np. od typu źródła i – i-te kryterium w – w-ty węzeł, w przypadku szacowania maksymalnej mocy w wybranym węźle w = 1 kj,w – wartość funkcji celu dla j-tej konﬁguracji w w-tym węźle αi,w – waga i-tego kryterium optymalizacji w w-tym węźle ξi,w – funkcja kryterialna, której kształt zależy od i-tego kryterium w w-tym węźle. W efekcie poszukiwana jest maksymalna wartość mocy Pmax, jaką można przyłączyć w wytypowanym węźle w:

k j , w  f Pmax w, j 

(2)

Z kolei w przypadku szacowania mocy w n-węzłach funkcja celu ma następującą postać:

H l  min hl 

hl   K w

(3)

w 1

gdzie: l – wariant obliczeniowy, zależny od liczby przyjętych w analizie węzłów, lokalizacji tych węzłów oraz kryteriów hl – suma, na którą składają się wartości funkcji celu Kw (1) wyznaczane w rozważanych węzłach m – liczba węzłów branych pod uwagę w analizie. Z wykorzystaniem funkcji celu (3) poszukiwana jest sumaryczna moc PMAX , równa sumie maksymalnych wartości mocy Pmax uzyskanych w danym wariancie l, w rozważanych węzłach w:

hl  f PMAX , l 

(4)

Funkcja celu (1) wykorzystana w prezentowanym algorytmie równa jest sumie iloczynów funkcji kryterialnych ξ oraz funkcji wagi α, zdeﬁniowanej następująco:

0   2 � i , w �i , w     �i , w  ai , w   bi , w    �i , w  ci , w 

dla

�i , w  ai , w

(5)

dla ai , w  �i , w  ci , w

gdzie: ai,w, bi,w, ci,w – parametry funkcji wag dla i-tego kryterium.

Ogólna struktura algorytmu szacowania mocy została zaprezentowana na rys. 1. Struktura ta przewiduje określenie wielu parametrów wejściowych, których celem jest zdeﬁniowanie wariantu, dla jakiego chcemy przeprowadzić analizę.

Możliwości aplikacyjne metodyki szacowania maksymalnej generacji rozproszonej

Kryteria • Zawartość harmonicznych • Regulacja mocy i częstot. • Poziom wielkości zwarc. • Stabilność lokalna • Stabilność globalna • Stabilność napięciowa • Zmiany napięcia • Dopuszczalne obc. el. SEE

Parametry wejściowe • Struktura systemu • Punkt pracy systemu • Istniejąca GR w systemie • Ograniczenia techniczne systemu • Typ źródła energii elektr. • Wariant 1-węzłowy, n-węzłowy • Stopień ważności węzłów • Gradacje węzłów

ALGORYTM FUNKCJA CELU

Pmax

Rys. 1. Ogólna struktura algorytmu szacowania maksymalnej mocy (mapa oddaje podział kraju na oddziały spółek dystrybucyjnych)

3. MOŻLIWOŚCI APLIKACYJNE METODYKI SZACOWANIA MAKSYMALNEJ MOCY GENERACJI ROZPROSZONEJ Realizacja algorytmów, takich jak algorytm prezentowany w niniejszym referacie, odbywa się aktualnie z wykorzystaniem specjalistycznych programów obliczeniowych, które służą do modelowania i symulacji pracy systemów elektroenergetycznych. Przy czym może się to odbyć na dwa następujące sposoby: a) Realizacja algorytmu w programie obliczeniowym Większość środowisk obliczeniowych daje możliwość sterowania procesem obliczeń za pośrednictwem wewnętrznego języka programowania1. Z wykorzystaniem zdeﬁniowanej składni i wbudowanych funkcji użytkownik może w określonym zakresie wpływać na proces obliczeń, a także realizować swoje algorytmy działania. Zakres możliwych do realizacji obliczeń zależy tu od cech środowiska obliczeniowego. Wadą takiego rozwiązania jest kłopotliwa obsługa, jeżeli program przed uruchomieniem wymaga ustawienia dużej liczby parametrów. Wówczas wskazana jest przynajmniej podstawowa znajomość przez użytkownika wewnętrznego języka programowania. Przy czym w dalszym ciągu obsługa takiego programu jest mało komfortowa.

1 Np. w środowisku Pslf dostępny jest język programowania Epcl, w środowisku Plans dostępne są makropolecenia, w środowisku DIgSilent język programowania DPL.

Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik, Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

b) Wykorzystanie programu obliczeniowego jako środowiska do przeprowadzenia obliczeń Innym sposobem realizacji własnego algorytmu jest wykorzystanie programu obliczeniowego jako środowiska do przeprowadzenia obliczeń. W takim przypadku przygotowanie danych, ustalenie parametrów wejściowych i sterujących oraz prezentacja wyników może odbyć się w zewnętrznym programie, zrealizowanym w dowolnym języku programowania, np.: C, C++, Visual Basic, Java. Warunkiem jest tu możliwość zaktywowania podprogramu napisanego w wewnętrznym języku programowania środowiska obliczeniowego z linii poleceń systemu operacyjnego Windows2. Dzięki takiej realizacji użytkownik końcowy nie musi znać środowiska obliczeniowego, a jego działania ograniczają się jedynie do obsługi zewnętrznego programu. Na rys. 2 przedstawiono strukturę współpracy dedykowanego programu zewnętrznego ze środowiskiem obliczeniowym. Model

Parametry wejściowe

Aplikacja zawierająca: Algorytm Szacowania Maksymalnej Mocy

+ ΔPGRi

Silnik obliczeniowy

Wyniki obliczeń

Wyniki Rys. 2. Struktura współpracy zewnętrznego programu ze środowiskiem obliczeniowym

c) Realizacja algorytmu i procesu obliczeniowego w zewnętrznym programie Takie rozwiązanie pozwala w pełni dostosować zadaniowość oprogramowania do potrzeb użytkownika końcowego, ale wymaga dużego nakładu pracy w stworzenie takiego oprogramowania.

4. PRZYKŁADOWA APLIKACJA WYKORZYSTUJĄCA METODYKĘ SZACOWANIA MAKSYMALNEJ MOCY GENERACJI ROZPROSZONEJ Przykładowa realizacja aplikacyjna metodyki szacowania maksymalnej mocy została zrealizowana z udziałem zewnętrznego programu jako programu sterującego. Został on stworzony z wykorzystaniem języka programowania Visual Basic Express. Jako środowiska obliczeniowego użyto platformy Plans. Schemat wymiany informacji przedstawiono na rys. 3.

2 Brany jest tu pod uwagę tylko system operacyjny Windows.

Możliwości aplikacyjne metodyki szacowania maksymalnej generacji rozproszonej

Dane rozpływowe *.KDM Kryteria (ograniczenia) • dop. obc. gałęzi • dop. poziomy napięć • migotanie • itp.

+ ΔPGRi

Założenia dodatkowe • Węzły • parametry źródeł GR • analiza n-1 • stopniowanie • gradacja • Pmax w systemie • Pmax w węźle

Plans + makra

Wyniki obliczeń

Wyniki Rys. 3. Struktura wymiany informacji w przykładowej aplikacji szacowania maksymalnej mocy generacji rozproszonej

W prezentowanej aplikacji jako program obliczeniowy wykorzystano program Plans, w związku z czym funkcja celu nie mogła uwzględniać kryteriów, które wyznaczane są z udziałem obliczeń dynamicznych (program Plans umożliwia tylko obliczenia statyczne). Pracę z aplikacją rozpoczyna się od wczytania modelu systemu elektroenergetycznego w formacie *.KDM3. Następnie wskazuje się katalog roboczy oraz ścieżkę dostępu do pliku uruchomieniowego programu Plans. W kolejnym kroku istnieje możliwość uwzględnienia istniejących źródeł generacji rozproszonej, które nie zostały wcześniej zamodelowane we wczytanym modelu systemu. Odbywa się to z wykorzystaniem przygotowanego wcześniej przez użytkownika pliku tekstowego, gdzie określa się węzły przyłączeniowe, moce źródeł, typy źródeł oraz współczynniki mocy, z jakimi te źródła pracują. Dzięki takiemu podejściu użytkownik może, tworząc wiele plików z różnymi konﬁguracjami, uzyskać w prosty sposób możliwość wykorzystania wielu wariantów rozłożenia istniejącej generacji rozproszonej. Takie podejście z istniejącymi źródłami energii wykorzystuje się np. w przypadku wykonywania ekspertyz przyłączeniowych farm wiatrowych, gdzie poszczególne warianty obliczeniowe różnią się między innymi ze względu na nasycenie farmami wiatrowymi. Kolejnym krokiem jest wybór warunków kryterialnych, które powinny zostać uwzględnione w funkcji celu. Jednocześnie przez zmianę wartości parametrów funkcji wagi (5) różnicuje się wpływ poszczególnych warunków kryterialnych na wartość funkcji celu. Następnie wskazywane są węzły (lub węzeł), w których zakłada się przyłączenie nowych źródeł. Wskazane węzły można podzielić na dwie grupy węzłów, charakteryzujące się stopniem ważności I i II. Węzły o stopniu ważności I są analizowane w pierwszej kolejności, przy czym szacowanie mocy dla tych węzłów trwa do osiągnięcia dopuszczalnej lub określonej wartości mocy. Po tym następuje szacowanie mocy w węzłach stopnia II. Oprócz podziału węzłów na stopnie ważności można ustalić kolejność, w jakiej następuje zwiększanie mocy (opcja gradacji węzłów). W kolejnym kroku użytkownik decyduje o sposobie zatrzymania symulacji. Możliwe są tu trzy następujące sposoby zatrzymania analizy:

3 Format pliku wykorzystywany przez frogram Plans.

Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik, Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

• Po przekroczeniu dowolnego warunku kryterialnego W analizie 1-węzłowej jest to jednoznaczne z zakończeniem obliczeń. W przypadku analizy wielowęzłowej po wystąpieniu przekroczenia dowolnego kryterium z analizy wyłączany jest węzeł, którego dotyczy kryterium, a w przypadku ogólnego charakteru kryterium (tak jak np. obciążenie gałęzi see) węzeł mający największy wpływ na przekroczone kryterium. • Po osiągnięciu ustalonych mocy dla poszczególnych węzłów Algorytm umożliwia określenie indywidualnie dla każdego węzła wartości mocy, która nie powinna zostać przekroczona. Jest to szczególnie przydatne, kiedy użytkownik wie, jakie są moce znamionowe poszczególnych źródeł, a do ustalenia pozostają miejsca ich przyłączenia. Dzięki temu można przeanalizować różne miejsca przyłączenia i na podstawie otrzymanych przebiegów wartości związanych z poszczególnymi kryteriami oraz na podstawie wartości funkcji celu – określić najodpowiedniejsze miejsca przyłączenia. • Po osiągnięciu sumarycznej mocy określonej dla wszystkich węzłów W tym przypadku określana jest jedna wartość mocy stanowiąca sumę dla wszystkich węzłów. Analiza zostaje zatrzymana, gdy suma mocy rozważanych źródeł osiągnie zdeﬁniowaną wartość. Kolejnym parametrem wejściowym jest określenie obszaru systemu, który zostanie uwzględniony w analizie. Jest to celowe w przypadku, w którym rozważane jest przyłączenie źródeł w określonym obszarze, np. w jednym oddziale Spółki Dystrybucyjnej (SD). Wówczas wskazane jest zawężenie analizowanego obszaru do danego oddziału i ewentualnie do oddziałów bezpośrednio sąsiadujących. Następnie określane są typy źródeł energii elektrycznej w analizowanych węzłach. Z typami źródeł powiązane są dane dotyczące harmonicznych prądów wprowadzanych przez źródło oraz parametry związane z jakością energii elektrycznej (pozwalające wyznaczyć wskaźniki jakości energii, takie jak np. migotanie). Poszczególne dane przechowywane są w plikach tekstowych, więc użytkownik w prosty sposób może wprowadzić do programu nowy typ źródła. Dodatkowo podaje się wartość współczynnika mocy, z jakim pracuje źródło, oraz sposób pracy punktu gwiazdowego transformatora łączącego źródło z siecią WN. Ponadto w każdym analizowanym węźle można określić wartości współczynników migotania krótko- i długookresowych, które występują przed przyłączeniem analizowanego źródła. Kolejny krok pozwala uwzględnić w procesie szacowania stany ‘n-1’, gdzie użytkownik może wskazać gałęzie, które mają podlegać wyłączeniom. Po ustaleniu parametrów wejściowych opisanych powyżej następuje uruchomienie procesu symulacji, którego przebieg polega na cyklicznym uruchamianiu środowiska Plans. W każdym takim cyklu o ∆P zwiększana jest moc w kolejnym węźle podlegającym analizie, wykonywane są obliczenia oraz przekazywane dane do programu sterującego. Efektem końcowym przeprowadzonej analizy jest prezentacja wyników, która zawiera wiele informacji, w tym między innymi: • zmiany wartości związanych z uwzględnionymi warunkami kryterialnymi, w funkcji zmian mocy indywidualnie dla każdego analizowanego węzła • moce uzyskane w poszczególnych węzłach • wartości funkcji celu w poszczególnych węzłach i wartość funkcji celu dla wszystkich węzłów • przyczynę zatrzymania analizy dla danego węzła (przekroczenie warunku kryterialnego lub osiągnięcie narzuconej mocy) • listę gałęzi najbardziej obciążonej w każdym kroku analizy • węzły o minimalnym i maksymalnym napięciu. Oprócz postaci tekstowej wyniki prezentowane są również w postaci graﬁcznej. Na rys. 4 przedstawiono przykładowy wykres radarowy, przedstawiający zmiany uwzględnionych kryteriów, które na wykresie oznaczone zostały numerami.

Możliwości aplikacyjne metodyki szacowania maksymalnej generacji rozproszonej

Rys. 4. Przykładowy wynik szacowania maksymalnej mocy, jaką można przyłączyć do pojedynczego węzła SEE

Wartości kryterialne wyrażane są tu w wartościach względnych, a poszczególne znaczniki oznaczają: • □ – wartość początkowa danego kryterium • × – wartość otrzymana na końcu procesu szacowania • ○ – powyżej tej wartości dane kryterium zaczyna wpływać na funkcję celu • ◊ – wartość graniczna danego kryterium. Z wykresu wynika, że proces szacowania mocy dla rozważanego węzła został zatrzymany z powodu kryterium z nr. 11 (kryterium dotyczące obciążenia gałęzi w SEE). Z wykresu łatwo można również odczytać, jak zmieniły się wartości poszczególnych kryteriów oraz jak daleko znajdują się one od ich wartości granicznych.

5. PODSUMOWANIE Potencjalny, gwałtowny rozwój energetyki wiatrowej zmusza operatora przesyłowego oraz operatorów dystrybucyjnych do intensywnych działań, zmierzających do ustalania możliwości przyłączeniowych nowych mocy wytwórczych w określonych miejscach systemu. Ostatnie zmiany przepisów, nakładające ciężar wykonania ekspertyz przyłączeniowych na operatorów, spowodowały, że mają oni w zasadzie dwie drogi uzyskania takich ekspertyz. Pierwsza to zlecenie ekspertyzy ﬁrmie zewnętrznej, druga to wykonanie jej własnymi siłami. Prezentowana tu metodyka szacowania maksymalnej mocy oraz aplikacja oparta na tej metodyce stanowią narzędzie, które może być pomocne w procesie przyłączania kolejnego źródła energii elektrycznej do systemu elektroenergetycznego. Z jednej strony można aplikację wykorzystać do wykonania automatycznych obliczeń na potrzeby ekspertyzy4, z drugiej można przeprowadzić weryﬁkację wyników otrzymanych przez instytucję zewnętrzną wykonującą ekspertyzę.

BIBLIOGRAFIA 1. Dobrzyński K., Metodyka szacowania maksymalnej generacji rozproszonej ulokowanej w elektrowniach wiatrowych, rozprawa doktorska w przygotowaniu. 2. Dobrzyński K., Lubośny Z., Metodyka szacowania maksymalnej generacji rozproszonej ulokowanej w elektrowniach wiatrowych, XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE ’05”, 8–10 czerwca 2005, Gdańsk–Jurata. 3. Lubośny Z., Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2006. 4. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009. 5. Kundur P., Power System Stability and Control, McGraw Hill, Inc. 1993. 6. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. 7. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej.

4 Z wykorzystaniem proponowanego tutaj programu Plans można wykonać obliczenia statyczne. Chcąc wykonać obliczenia obejmujące pełen standardowy zakres wykonania ekspertyzy, powinno się również wykonać obliczenia na modelu dynamicznym. Można to osiągnąć, stosując zamiast programu Plans inne środowisko obliczeniowe, dające możliwość obliczeń dynamicznych, np. platformę Pslf.

Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-Hutnicza Grzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

Autorzy / Biograﬁe

Zbigniew Hanzelka Kraków / Polska

Grzegorz Błajszczak Warszawa / Polska

Profesor w Instytucie Automatyki Napędu i Urządzeń Przemysłowych AGH. Autor i współautor ponad dwustu artykułów i rozdziałów w książkach. Redaktor czasopisma „Electrical Power Quality & Utilization”. Obszar zainteresowań autora obejmuje jakość energii elektrycznej, a w szczególności redukcję negatywnego oddziaływania statycznych przekształtników na sieć zasilającą. Członek komitetów naukowych wielu międzynarodowych i narodowych konferencji, organizacji technicznych, tj. IEC, UIE, CIGRE, PKN, Komitetu Elektrotechniki PAN. Przewodniczący Komitetu Naukowo-Technicznego SEP ds. Jakości Energii Elektrycznej.

W latach 1984–1994 pracownik naukowy kolejno na Politechnice Warszawskiej, politechnice w Budapeszcie i na Uniwersytecie Rand Afrikaans w Johannesburgu. Specjalista ds. współpracy z zagranicą w Energoprojekcie-Warszawa SA (1994–1995), menedżer ds. napędów i rezerwowego zasilania we francuskiej ﬁrmie Schneider Electric (1995–1996), zastępca dyrektora ds. szkoleń i wdrożeń w Europejskim Oddziale Sterowania Procesami ﬁrmy Westinghouse Electric (1996–1999). Od 1999 roku zatrudniony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych, obecnie PSE Operator SA, gdzie zajmował się usługami systemowymi, następnie rozliczeniami międzynarodowej wymiany energii, a obecnie zajmuje się wdrażaniem nowych technologii oraz jakością energii i zarządzaniem mocą bierną. Jest członkiem m.in.: SEP, IEEE, CIGRE, Eurelectric, KT w PKN, Komitetu NOT ds. Gospodarki Energetycznej, Polskiego Komitetu Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej. Jest rzeczoznawcą w dziedzinie jakości energii elektrycznej, a także autorem ponad stu publikacji naukowych i technicznych.

Koncepcja systemu boniﬁkat dla odbiorców za niedotrzymanie przez dostawcę wymaganego poziomu jakości napięcia

1. OCENA POZIOMU JAKOŚCI NAPIĘCIA Poziom jakości napięcia, który ma być zapewniony przez dostawcę energii, jest określony w przepisach prawnych (np. [4]) za pomocą zbioru wyróżnionych wskaźników. Przepisy te nie określają jednakże konsekwencji wynikających z niedotrzymania tych parametrów. Nie ma też narzędzi ułatwiających uruchomienie efektywnego mechanizmu benchmarkingu w dziedzinie jakości napięcia. Istniejące wskaźniki czynią ten proces trudnym, a uzyskane wyniki są niejednoznaczne, co wykazał pierwszy polski raport banchmarkingowy [2].

1.1. Całkowity wskaźnik jakości napięcia Proponuje się wprowadzenie zagregowanego, całkowitego wskaźnika jakości napięcia CWJU, wyznaczanego na podstawie zbioru tradycyjnych (zgodnie z obecnym brzmieniem rozporządzenia „systemowego” [4]) miar liczbowych poszczególnych zaburzeń. Byłby on wyznaczany na podstawie zbieranych w czasie jednego tygodnia pomiarów przekroczeń dopuszczalnych poziomów przez miary liczbowe, opisujące różne zaburzenia o charakterze ciągłym: wolne zmiany, wyższe harmoniczne, asymetrię oraz wahania napięcia. Istnieje możliwość rozszerzenia tego wskaźnika, tak aby objął w przyszłości również ocenę zdarzeń w napięciu. Wskaźnik CWJU jest wyznaczany na podstawie względnych wartości miar liczbowych poszczególnych zaburzeń, odniesionych do ich poziomów dopuszczalnych. Jeżeli wszystkie wskaźniki zaburzeń są mniejsze niż 1, wskaźnik CWJU jest równy wartości maksymalnej ze zbioru wskaźników poszczególnych zaburzeń.

CWJ U  max W1 ,W2 ,W3 ,W4

(1)

Jeżeli jeden lub więcej wskaźników przekracza 1, CWJU jest równy 1 plus suma przekroczeń poziomów dopuszczalnych. Gdy N zaburzeń przekracza poziomy dopuszczalne, wartość CWJU jest równa: N

CWJ U  1   k i Wi

(2)

i 1

Fakt, że szkodliwy wpływ jest zależny od rodzaju zaburzenia i odbiorników podlegających ich oddziaływaniu, może być uwzględniony poprzez współczynniki wagowe ki, odniesione do poszczególnych przekroczeń. Każdy współczynnik wagowy może przyjmować wartość z przedziału od 0 do 1 i może być negocjowany pomiędzy stronami: dostawcą i odbiorcą energii. Wartość wskaźnika CWJU jest podstawą określenia klasy jakości napięcia w rozważanym punkcie pomiaru: klasy Z (zadowalającej, CWJU < 1), G (granica akceptacji, CWJU = 1) lub klasy NZ (niezadowalającej, CWJU > 1).

Streszczenie W artykule przedstawiono propozycję wprowadzenia całkowitego (zagregowanego) wskaźnika, wyznaczanego na podstawie zbioru tradycyjnych miar liczbowych poszczególnych zaburzeń, jako punktowej i systemowej miary liczbowej jakości napięcia. Na jego podstawie wyróżniono trzy klasy jakości: Z, G i NZ. Zdaniem autorów ich wprowadzenie ułatwi analizę porównawczą pomiędzy wyróżnionymi elementami krajowego systemu

elektroenergetycznego, tzn. pomiędzy rejonami w ramach jednego operatora, pomiędzy różnymi operatorami oraz pomiędzy oddziałami w ramach sieci operatora przesyłowego. Zaproponowano dwa poziomy regulacji jakości napięcia i system boniﬁkat: (a) – lokalny, uwzględniający wzajemne oddziaływania dostawcy i odbiorcy energii w punkcie wspólnego przyłączenia, oraz (b) – systemowy.

Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-Hutnicza Grzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

1.2. Obliczenie składowych całkowitego wskaźnika jakości napięcia Wskaźnik wolnych zmian napięcia W1 = WU Jeżeli ΔT[%] > 95, gdzie ΔT[%] jest wyrażonym w procentach tygodnia czasem, podczas którego napięcie zawarte jest w dopuszczalnym – postanowieniami rozporządzenia systemowego lub umową przyłączeniową – przedziale zmian, tzn. (Umin – Umax), wówczas:

WU  max Uredukcja ,U wzrost 

U redukcja 

� U max, odchylenie w dół � U , odchylenie w dół

(3)

�

U wzrost 

� U max, odchylenie w górę � U , odchylenie w górę

(4)

τΔUmax, odchylenie w dół – maksymalne zarejestrowane odchylenie napięcia w dół (w górę) od wartości znamiono(τΔUmax, odchylenie w górę) wej lub deklarowanej spośród trzech wartości fazowych lub międzyfazowych, zmierzonych w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10 min, PN EN 61000-4-30)

τΔU, odchylenie w dół (τΔU, odchylenie w górę)

maksymalna dopuszczalna redukcja napięcia w dół, która zgodnie z [4] w sieciach WN wynosi: –10%; oraz dopuszczalny wzrost napięcia w sieciach 110 i 220 kV: +10%, a w sieciach 400 kV: +5%

Odchylenia wyznaczane są na podstawie zależności:

� U 

U UC UC

(5)

U – zmierzona wartość skuteczna napięcia uśredniona w czasie 10 min Uc – deklarowana lub znamionowa wartość skuteczna napięcia (zgodnie z postanowieniami umowy przyłączeniowej lub rozporządzeniem systemowym [4]). Względna wartość wskaźnika WU równa 1 oznacza, że miara statystyczna zaburzenia jest na granicy akceptacji, wartość większa od 1 – przekroczenie poziomu dopuszczalnego, mniejsza od 1 – wymagania jakościowe są spełnione. Dotyczy to wszystkich podanych dalej miar liczbowych jakości napięcia. Na tej podstawie poziom przekroczenia:

W1  WU  WU  1

(6)

Jeżeli ΔT[%] < 95 wówczas: ΔW1 =Δ W1 = 0. W przypadku przyjęcia w regulacjach percentyla CP99 (np. zgodnie z EN 50160:2010), w miejsce 95 należy wstawić 99. Wskaźnik odkształcenia napięcia W2 = WH

WH  maxWTHDU , F2 , F3 , F4 ,...

WTHDU 

THDCP95

THD THD poziom

dopuszczalny

Fh 

(7)

U h ,CP 95 U h , poziom dopu szczalny

(8) h  2 , 3..., 40

– maksymalna wartość percentyla CP95 współczynnika THD spośród trzech wartości fazowych (międzyfazowych), zmierzonych w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10-minutowa)

Koncepcja systemu boniﬁkat dla odbiorców za niedotrzymanie przez dostawcę wymaganego poziomu jakości napięcia

THD poziom dopuszczalny Uh,CP95

– graniczna wartość współczynnika THD zgodnie z rozporządzeniem systemowym lub kontraktem (w sieciach przesyłowych THD poziom dopuszczalny = 3% [4]) – maksymalna wartość percentyla CP95 harmonicznej h. rzędu spośród trzech wartości fazowych (międzyfazowych), zmierzona w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10-minutowa)

Uh, poziom dopuszczalny

– poziom dopuszczalny harmonicznej h-tego rzędu zgodnie z rozporządzeniem systemowym lub umową przyłączeniową.

Na tej podstawie:

W1  WH  WH  1

(9)

Wskaźnik asymetrii napięcia W3 = WASY

WASY 

( 2) K CP 95

( 2) K poziom

(10)

dopuszczaln y

(2) KCP95 – percentyl CP95 współczynnika asymetrii dla składowej przeciwnej, zmierzony w rozważanym punkcie sieci w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10 min) (2) Kpoziom – poziom dopuszczalny współczynnika asymetrii dla składowej przeciwnej (w sieciach przesyłodopuszczalny (2) wych Kpoziom = 1% [4]), dopuszczalny

Na tej podstawie:

W3  W ASY  I ASY  1

(11)

Wskaźnik wahań napięcia W4 = WWN

WPLT 

PLT ,CP 95 PLT , poziom dopuszczalny

(12)

PLT, CP95 – maksymalna wartość percentyla CP95 współczynnika PLT spośród trzech wartości fazowych (międzyfazowych), zmierzonych w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny PLT, poziom dopuszczalny – poziom dopuszczalny współczynnika PLT (w sieciach przesyłowych PLT, poziom dopuszczalny = 0,8 1.[4])

Na tej podstawie:

W4  WPLT  WPLT  1

(13)

2. SYSTEM BONIFIKAT Proponuje się wprowadzenie dwóch poziomów regulacji: 1. lokalny poziom regulacji, uwzględniający wzajemne oddziaływania dostawcy i odbiorcy energii w PWP 2. systemowy poziom regulacji.

Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-Hutnicza Grzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

2.1. Lokalny poziom regulacji Regulacje lokalne powinny uwzględniać wymagania zarówno czułych odbiorników, które potrzebują szczególnej jakości napięcia, jak i koncentrować się na odbiorcach zaburzających, w odniesieniu do których wymagane są mechanizmy kontroli ich poziomów emisji. Wzajemne oddziaływanie jest opisane miarami liczbowymi w umowie na dostawę energii. Dla punktów pomiarowych klasy NZ należy przeprowadzić analizę lokalizacji źródła zaburzenia i wskazać jednoznacznie sprawcę przekroczenia dopuszczalnego poziomu jakości. Następny krok procedury obejmuje uzgodnienie dla sprawcy tzw. ścieżki poprawy, zgodnie z którą w określonym czasie (np. roku czy dwóch lat, zależnie od trudności technicznych) powinien zostać osiągnięty, w rozważanym punkcie sieci, stan jakości klasyﬁkujący go do kategorii jakości Z (rys. 1). Tempo dochodzenia do poziomów referencyjnych jest więc różne, zależnie od stanu zastanego w roku początkowym. Wskaźnik jakości Minimalny np. roczny poziom poprawny poziom poprawy

Wartość początkowa

* 1

Kara

Poziom dopuszczalny

Nagroda

Czas [rok]

Rys. 1. Włoska „ścieżka poprawy” wskaźnika jakości napięcia [1]

Kontrola oparta jest na pomiarze w punkcie wspólnego przyłączenia. Dostawca energii przeprowadza pomiary w wybranych stałych punktach sieci zasilającej za pomocą zainstalowanych przyrządów pomiarowych. Miernik rejestruje wartości skuteczne napięć, poziom wahań, harmoniczne, asymetrię napięcia oraz dostarczoną energię z czasem uśredniania 10 min. Przekroczenie poziomów dopuszczalnych, zgodnie ze „ścieżką poprawy”, powoduje opłatę karną, którą dostawca uiszcza odbiorcy. Wysokość tej opłaty zależna jest od stopnia przekroczenia poziomu dopuszczalnego i wartości energii dostarczonej w warunkach złej jakości zasilania. W kolejnych latach, zgodnie ze „ścieżką poprawy”, regulator/operator dokonuje porównania istniejących poziomów jakości z poziomami docelowymi i jeżeli nastąpiła poprawa jakości w stopniu większym niż wymagany, wzmacnia czynnik motywacyjny, np. redukując do X% wysokość boniﬁkaty płaconej na rzecz odbiorcy. Przedstawiony mechanizm regulacyjny, oparty na karze i nagrodzie, motywuje operatorów do szybkich interwencji w poprawę jakości napięcia, a odbiorców do nieprzekraczania poziomów emisji uzgodnionych z dostawcą energii. Wahania napięcia W przypadku przekroczenia poziomu dopuszczalnego wahań napięcia opłata karna jest wyznaczana na podstawie zależności:

PW 

C  W

k 1

2 k

 Ek   C  Ek k  2

(14)

gdzie: Ek jest energią dostarczoną w przedziale czasu o numerze porządkowym k, a Wk jest wahaniem napięcia podlegającym karze

 Pst ,k  Pst , poziom dopuszczalny Wk  max 0,  Pst , poziom dopuszczalny  

(15)

Ω1 jest zbiorem przedziałów, w których Wk ≤ 1, a Ω2 jest zbiorem przedziałów w których Wk > 1. Pst, k jest wskaźnikiem krótkookresowego migotania światła, zmierzonym podczas k-tego przedziału, Pst, poziom dopuszczalny jest jego poziomem dopuszczalnym. Wk jest wyznaczane dla każdego 10-minutowego przedziału podczas tygodnio-

Koncepcja systemu boniﬁkat dla odbiorców za niedotrzymanie przez dostawcę wymaganego poziomu jakości napięcia

wego okresu pomiarów (k = 1, 2…, 1008) i przyjmuje wartość różną od zera tylko wówczas, jeżeli został przekroczony poziom dopuszczalny. Jak wynika z zależności (14), każdy k-ty przedział, podczas którego występuje nadmierny poziom wahań napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości: (2)

C × Wk [PLN/kWh] gdy 0 < Wk < 1 i C [PLN/kWh] gdy Wk ≥ 1 W praktyce wartość C może być przyjmowana na poziomie kosztów przerw w zasilaniu. Oznacza to, że przedziały, w których Wk ≥ 1, traktowane są jako nieakceptowane warunki zasilania. W przypadku, gdy przekroczenie poziomu dopuszczalnego wahań napięcia jest zgodne ze „ścieżką poprawy”, wówczas opłata karna jest redukowana zgodnie z zależnością: PW* = R × PW, gdzie R jest współczynnikiem redukcji boniﬁkaty o wartości stałej (np. 0,5) lub zależnej od czasu trwania procesu poprawy jakości napięcia np. R = (1 – m / M), gdzie M jest przyjętym czasem (w miesiącach) potrzebnym do osiągnięcia w danym punkcie sieci klasy napięcia Z, a m = 0, 1, 2… są kolejnymi miesiącami/latami, licząc od chwili rozpoczęcia realizacji „ścieżki poprawy”. Tę samą zasadę można zastosować do wszystkich pozostałych wskaźników jakości napięcia. Odkształcenie napięcia W przypadku wyższych harmonicznych, dla których nastąpiło przekroczenie dopuszczalnych poziomów, funkcja kary przyjmuje postać:

PH 

C  H

k  3

2 k

 E k   CE k

(16)

k  4

gdzie: Hk jest poziomem odkształcenia napięcia podlegającym karze

 THDk  THD poziom dopuszczalny  1 40  U h ,k  U h , poziom dopuszczalny H k  max 0,    max 0,  THD poziom dopuszczalny U h*     n h2

(17)

Ω3 jest zbiorem przedziałów, w których Hk ≤ 1, a Ω4 jest zbiorem przedziałów, w których Hk > 1. Wartość n redukująca wysokość kary płaconej z tytułu przekroczenia poziomów dopuszczalnych poszczególnych harmonicznych może w początkowym okresie wynosić np. 3. W okresie wdrażania regulacji bez konsekwencji ﬁnansowych może ona ulec zmianie. Wartość THDk jest maksymalną wartością współczynnika odkształcenia, a U maksymalną wartością harmonicznej napięcia h rzędu spośród trzech faz, zarejestrowanymi w każdym k przedziale. Hk jest wyznaczane dla każdego przedziału podczas tygodniowego okresu pomiarów (k = 1, 2…, 1008) i przyjmuje wartość różną od zera, tylko jeżeli są przekroczone poziomy dopuszczalne. Jak wynika z zależności (16), każdy k przedział, podczas którego występuje nadmierne odkształcenie napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości: (2)

C × Hk [PLN/kWh] gdy 0 < Hk < 1 i C [PLN/kWh] gdy Hk ≥ 1 Asymetria napięcia Dla tego zaburzenia funkcja kary przyjmuje postać:

PA 

C  A

k  5

2 k

 Ek   C  Ek

(18)

k  6

gdzie: Ak jest poziomem asymetrii napięcia podlegającym karze: ( 2)  K k( 2 )  K poziom dopuszczalny Ak  max 0, ( 2) K poziom dopuszczalny 

  

(19)

Ω5 jest zbiorem przedziałów, w których Ak ≤ 1, a Ω6 jest zbiorem przedziałów, gdzie Ak > 1. Kk(2)jest wartością współczynnika asymetrii zarejestrowaną w każdym k przedziale. Ak jest wyznaczane dla każdego przedziału

Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-Hutnicza Grzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

podczas tygodniowego okresu pomiarów (k = 1,2…,1008) i przyjmuje wartość różną od zera, tylko jeżeli jest przekroczony poziom dopuszczalny. Jak wynika z zależności (18), każdy k przedział, podczas którego występuje nadmierna asymetria napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości: C × A(2) [PLN/kWh] gdy 0 < Ak < 1 i C [PLN/kWh] gdy Ak ≥ 1 k Wolne zmiany napięcia Zgodnie z obowiązującym postanowieniem rozporządzenia taryfowego, wysokość kary płaconej na rzecz odbiorcy jest bardzo mała i praktycznie nie uruchamia żadnego mechanizmu motywującego dostawcę do poprawy stanu jakości zasilania [2]. Stąd propozycja zmiany, zgodnie z którą, jeżeli wartość napięcia przekracza dopuszczalne poziomy, dostawca jest zobowiązany zapłacić karę zgodnie z formułą:

PU 

C V

k  7

2 k

 Ek   C  Ek k  8

(20)

gdzie: Vk jest poziomem wolnych zmian napięcia podlegającym karze

� U, k 

U  UC UC

Jeżeli sign(� U , k )  ( )

 � U, k  � U max, odchylenie w górę   Vk  max 0,   � U max, odchylenie w górę  

Jeżeli sign(� U ,k )  ()

 � U, k  � U max, odchylenie w dół   Vk  max 0,   � U max, odchylenie w dół  

(21)

Ω7 jest zbiorem przedziałów, w których Vk ≤ 1, a Ω8 jest zbiorem przedziałów, gdzie Vk > 1. Vk jest wyznaczane dla każdego przedziału podczas tygodniowego okresu pomiarów (k = 1, 2…, 1008) i przyjmuje wartość różną od zera, tylko jeżeli jest przekroczony poziom dopuszczalny. Jak wynika z zależności (20), każdy k. przedział, podczas którego występuje nadmierna zmiana napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości: CWk(2) [PLN/kWh] gdy 0 < Wk < 1 i C [PLN/kWh] gdy Wk ≥ 1 Kary określone zależnościami (14), (16), (18) i (20) (wynikające z jednotygodniowego pomiaru) płacone są w sposób ciągły w każdym kolejnym tygodniu, do chwili, gdy pomiarowo zostanie wykazany brak przekroczenia dopuszczalnych poziomów wynikających z przyjętej „ścieżki poprawy”. W przypadku pomiarów realizowanych za pomocą mierników stacjonarnych kara wyliczana jest w sposób ciągły, zgodnie z rzeczywistymi przekroczeniami dopuszczalnych wskaźników jakości napięcia. Może to być dodatkowy czynnik motywujący do budowy rozproszonych systemów monitorowania jakości dostawy energii.

2.2. Systemowy wskaźnik jakości napięcia Na poziomie systemowym wskaźniki jakości nie są gwarantowane dla każdego odbiorcy. Gwarantowany jest natomiast odpowiedni średni poziom jakości dla wszystkich odbiorców. Polski system elektroenergetyczny jest podzielony na obszary administrowane przez operatorów sieciowych OSP i OSD, z których każdy jest wewnętrznie podzielony na mniejsze jednostki organizacyjne. Sieć operatora systemu przesyłowego jest podzielona na pięć oddziałów. Analizę benchmargingową można więc przeprowadzać zarówno w skali całego kraju, pomiędzy niezależnymi operatorami, jak i w skali pojedynczego operatora. W celu globalnej oceny systemowej (dla wyróżnionego obszaru lub części systemu) można zdeﬁniować systemowy wskaźnik (CWJU)S:

Koncepcja systemu boniﬁkat dla odbiorców za niedotrzymanie przez dostawcę wymaganego poziomu jakości napięcia

j 1

CWJ U S   w j CWJ U , j /  w j

(22)

gdzie: wj i CWJU,j są odpowiednio współczynnikiem ważenia i wskaźnikiem jakości j-tego punktu pomiarowego, a M jest całkowitą liczbą monitorowanych punków sieci zasilającej. Punktowy współczynnik ważenia może być zależny np. od liczby/mocy zamówionej odbiorców przyłączonych w danym punkcie. Regulator/operator, realizując proces poprawy jakości napięcia, porównuje wskaźnik systemowy z jego przyjętym poziomem, zależnym w każdym roku od „ścieżki poprawy”. Przyjmując przykładowo poziom wskaźnika (CWJU)S,n dla n-tego roku zgodnie ze „ścieżką poprawy” i zakładając np. ± 5-proc. przedział tolerancji, można sformułować następujący warunek oceny: jeżeli (CWJU)S > 1,05 (CWJU)S, n będzie określona kara dla operatora jeżeli (CWJU)S < 0,95 (CWJU)S, n będzie określona nagroda dla operatora. Dla mechanizmu ustalania kary/nagrody można przyjąć algorytm analogiczny do proponowanego dla regulacji punktowej. Kary są wyznaczane proporcjonalnie do dostarczonej energii, podczas stanu złej jakości zasilania, przy czym poziom kary rośnie wraz ze wzrostem odstępstwa od dopuszczalnego poziomu zaburzenia, aż do przyjętego poziomu progowego. Po przekroczeniu tej wartości dostawca jest karany tak, jak za energię niedostarczoną/przerwę w zasilaniu. Regulator powinien określić analityczną postać funkcji kary. Podobną koncepcję można zastosować w odniesieniu do nagrody. Dodatkową informację niesie wskaźnik zdeﬁniowany zależnością:

SWJ U *S  N A / N 100%

(23)

gdzie: NA jest liczbą punktów pomiarowych klasy Z, a N jest całkowitą liczbą punktów, w których zainstalowane są mierniki. Wartość współczynnika równa 1 oznacza, że we wszystkich punktach pomiarowych rozważanej części systemu spełnione są wymagania jakościowe. Wartość mniejsza od 1 oznacza ich niespełnienie w co najmniej jednym punkcie. N może być także całkowitą liczbą punktów, które zostały zakwaliﬁkowane jako punkty pomiaru wskaźników jakości. Są to zarówno punkty, w których przeprowadzany jest pomiar wskaźników, jak i punkty, w których planowana jest instalacja przyrządów pomiarowych. W podobny sposób, jak w przypadku pojedynczego punktu pomiarowego, można przyporządkować klasę jakości napięcia w odniesieniu do wskaźnika systemowego.

3. PODSUMOWANIE Proponuje się wprowadzenie do rozporządzenia systemowego: a) całkowitego wskaźnika jakości napięcia (SWJU) b) klasy jakości napięcia c) systemowego wskaźnika jakości napięcia (SWJU)s jako podstawę benchmargingu. Modyfikacja rozporządzenia taryfowego w sposób uruchamiający system bonifikat, płaconych przez dostawcę na rzecz odbiorcy z tytułu niespełnienia poziomów dopuszczalnych jakości napięcia, wymaga czasu i danych pomiarowych. Wprowadzanie każdego mechanizmu regulacji zobowiązuje do początkowego czasu testowania procedury bez wprowadzania skutków finansowych, jedynie w celu przeanalizowania konsekwencji jego funkcjonowania.

BIBLIOGRAFIA 1. Caramia P., Carpinelli G., Verde P., Power quality indices in liberalized markets, Wiley, 2009. 2. Krajowy Raport Benchmarkingowy nt. jakości dostaw energii elektrycznej, URE, 2009. 3. Regulation of voltage quality for the Italian network…, Workshop organized in the framework of the 14th IEEE International Conference on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), 29 września 2010, Bergamo, Włochy. 4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r., Dziennik Ustaw nr 93 z dnia 29 maja 2007 r.

Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biograﬁe

Marcin Jaskólski Gdańsk / Polska Po ukończeniu studiów na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2002) rozpoczął realizację pracy doktorskiej z zakresu modelowania rozwoju regionalnych systemów energetycznych w programie MARKAL i wykorzystania biomasy do wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem. Odbył szkolenia na Uniwersytecie w Lund w Szwecji (2002–2003) oraz staże naukowe w Międzynarodowym Instytucie Stosowanej Analizy Systemowej (IIASA) w Laxenburgu w Austrii (2003) i Instytucie Gospodarki Energetycznej oraz Racjonalnego Użytkowania Energii (IER) na Uniwersytecie w Stuttgarcie (2004). Stopień naukowy doktora nauk technicznych uzyskał na macierzystym wydziale (2006). Obecnie zatrudniony jest jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Jego naukowe zainteresowania, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energetycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową. W roku 2010 autor uczestniczył w trzymiesięcznych szkoleniach z zakresu energii jądrowej w Komisji ds. Energii Atomowej i Alternatywnych Źródeł Energii (CEA) w Saclay we Francji. W roku 2011 odbył staż z zakresu analiz bezpieczeństwa reaktorów jądrowych w ośrodku badawczym EDF SEPTEN w Lyonie.

Reaktory jądrowe małej i średniej mocy

REAKTORY JĄDROWE MAŁEJ I ŚREDNIEJ MOCY dr inż. Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIE W ostatnich latach na świecie, w szczególności w państwach członkowskich Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA, ang. IAEA – International Atomic Energy Agency), obserwuje się wznowienie zainteresowania rozwojem i zastosowaniem reaktorów jądrowych małej i średniej mocy [1]. Jest to kierunek odwrotny do obieranego dotychczas przez dostawców skomercjalizowanych reaktorów energetycznych, których moce znacząco przekroczyły barierę 1000 MW. Przykładowo reaktor EPR (ang. Evolutionary Power Reactor, European Pressurized Reactor), oferowany przez francuską ﬁrmę Areva, osiąga moc elektryczną 1650 MW. MAEA deﬁniuje reaktory małej mocy (ang. small reactors) jako te o mocy elektrycznej zainstalowanej do 300 MW, a reaktory średniej mocy (medium reactors) jako te o mocy zainstalowanej elektrycznej od 300 MW do 700 MW [2]. Autor zwraca uwagę na to, że w języku angielskim słowo „reactor” oznacza zarówno blok energetyczny z reaktorem jądrowym, jak i sam reaktor jądrowy. W dosłownym tłumaczeniu Small and Medium Reactors (SMR) oznacza małe i średnie reaktory, co nie jest przypadkowe, gdyż z reguły mają one, oprócz mniejszej mocy zainstalowanej, mniejsze gabaryty.

2. CECHY MAŁYCH REAKTORÓW JĄDROWYCH Stosując deﬁnicję MAEA, 139 z 442 reaktorów energetycznych (stan na rok 2008) jest uznawanych za małe i średnie (SMR) [2]. Wynika to z faktu, że na początku ery technologii nuklearnej energetyki uzyskiwano mniejsze moce reaktorów. Przykładowo pierwszy reaktor w USA – Shippingport miał moc 60 MW. Stanowiły one etap rozwoju w kierunku dużych reaktorów energetycznych, których moc obecnie przekracza 1000 MW. W ostatnich latach wzrosło na świecie zainteresowanie reaktorami jądrowymi małej mocy, dla których ta mała moc jest uzyskiwana (projektowana) intencjonalnie. W języku angielskim znaleźć można dla nich określenie Deliberately Small Reactors (DSR). Zwykle do tej kategorii zalicza się następujące rodzaje reaktorów: a) badawcze (research) b) testowe (test) c) prototypowe i demonstracyjne (prototype & demonstration) d) napędowe (propulsion) [2]. Nie one są przedmiotem zainteresowania elektroenergetyki, a te, które oddają ciepło do czynnika chłodzącego w celu wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła sieciowego/procesowego. Wiele krajów zajmuje

Streszczenie Ostatnie lata przyniosły wzrost zainteresowania reaktorami jądrowymi małej i średniej mocy (SMR – ang. Small and Medium Reactors), których moce nie przekraczają 700 MW, jako rozwiązania alternatywnego dla dużych skomercjalizowanych bloków jądrowych. Obecnie rozwijane reaktory małych i średnich mocy mogą konkurować z dużymi reaktorami z uwagi na zalety w postaci: 1) mniejszej konstrukcji pozwalającej na produkcję elementów reaktora w nadzorowanych fabrykach; 2) mniejszej ilości ciepła do wyprowadzenia z obiegu wtórnego, ułatwiającej wybór lokalizacji; 3) mniejszego ryzyka inwestycyjnego i ﬁnansowego;

4) poprawy stabilności systemu elektroenergetycznego. Najbardziej zaawansowanymi projektami małych reaktorów jądrowych wydają się lekkowodne reaktory o zintegrowanej budowie obiegu pierwotnego, do których należą projekty Westinghouse IRIS i NuScale oraz reaktor Toshiba 4S na neutrony prędkie, chłodzony sodem. Ten ostatni jest przewidywany do instalacji w Galenie na Alasce. Podstawowymi barierami rozwoju technologii małych reaktorów są: zbyt duża liczba konkurujących ze sobą projektów, obawa przed nowymi technologiami reaktorów oraz postrzeganie małych jednostek przez pryzmat ekonomii skali.

Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

się aktualnie badaniami i rozwojem DSR. Należą do nich m.in.: Rosja, Japonia, Stany Zjednoczone, Indie, Chiny, Argentyna, Korea Południowa. Istnieje wiele aspektów, na które należy zwrócić uwagę, porównując małe reaktory jądrowe z dużymi reaktorami (ang. LR – Large Reactors). Te aspekty omawiano w pracach [1, 2–6], a poniżej dokonano ich syntezy: • Wytwarzanie elementów konstrukcji reaktora Komponenty reaktora o fizycznie mniejszych rozmiarach stwarzają większe możliwości odnośnie ich produkcji, gdyż dla nowoczesnych reaktorów dużej mocy jedynie kilku producentów na świecie jest w stanie wykonać stalowe elementy dużych rozmiarów. Sytuacja ta może się zmienić i liczba dostawców się zwiększy, ale będzie to wymagało dużych nakładów finansowych i zajmie dużo czasu. Ponadto dostawcami elementów kutych reaktora małej mocy mogą być firmy krajowe. • Transport elementów konstrukcji reaktora Zastosowanie ogromnych zbiorników w reaktorach lekkowodnych (LWR – Light Water Reactors) ogranicza wybór lokalizacji głównie do terenów przy brzegu morza lub wzdłuż dużych rzek. Małe reaktory stwarzają możliwość transportu kolejowego, drogowego, rzecznego (barki), gdyż ich komponenty są znacznie lżejsze. • Proces budowy reaktora Znacząca ilość prac związanych z budową bloku z reaktorem jądrowym wykonywana jest na miejscu jego późniejszej eksploatacji. Możliwość wytwarzania wielu elementów małych reaktorów w fabrykach, które podlegają ścisłej kontroli, oraz montowanie (a nie wytwarzanie) ich na placu budowy nie tylko zmniejsza niepewność związaną z kosztem budowy i jej harmonogramem, ale także zwiększa niezawodność i bezpieczeństwo pracy reaktora. • Ilość radionuklidów wytwarzanych w reakcji rozszczepienia w reaktorze Ilość radionuklidów jest proporcjonalna do mocy reaktora, stąd mniejsze ich ilości w reaktorach małych niż w reaktorach dużej mocy. Przejawia się to możliwością zmniejszenia osłon, wielkości zajmowanego terenu oraz wielkości strefy planowania awaryjnego (w USA: EPZ – Emergency Planning Zone – strefa o promieniu 10 mil wokół elektrowni). • Podatność na wypadki Eliminacja układów wtryskujących wodę do reaktora w stanach awaryjnych (np. przerwanie rurociągu łączącego zbiornik reaktora z wytwornicą pary) spowoduje zmniejszenie kosztu, ale wymaga zintegrowanej konstrukcji zbiornika reaktora, zawierającej wytwornicę pary i stabilizator ciśnienia. Takie podejście stosowane jest w intencjonalnie małych reaktorach jądrowych. Ma ono zaletę w postaci eliminacji rurociągów o dużych średnicach, przez które przepływa woda chłodząca obiegu pierwotnego. • Usuwanie ciepła powyłączeniowego (ang. decay heat) Małe reaktory, w porównaniu z dużymi, są w stanie w bardziej efektywny sposób odprowadzać ciepło w przypadku wyłączenia reaktora. Dzieje się tak z następujących powodów: a) mniejsza moc reaktora powoduje mniejszą moc cieplną powyłączeniową (ang. decay power) b) mniejsza objętość rdzenia reaktora umożliwia bardziej efektywne przewodzenie ciepła c) usuwanie ciepła z zewnętrznej powierzchni zbiornika jest bardziej efektywne (mimo że powierzchnia oddawania ciepła jest mniejsza) – objętość rdzenia reaktora ma większy wpływ na ilość oddawanego ciepła. • Wybór lokalizacji reaktora Zmniejszona ilość radionuklidów w małych i średnich reaktorach przejawia się ograniczeniem wielkości zajmowanego terenu i obszaru tzw. strefy planowania awaryjnego. To stwarza możliwości w postaci zastosowania technologii małych reaktorów do produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, redukując straty przesyłu ciepła na duże odległości, a ograniczenie strefy planowania awaryjnego pozwala na umiejscowienie reaktora bliżej skupisk ludności. Lżejsza i mniejsza wyspa nuklearna w przypadku małych reaktorów umożliwia posadowienie jej na izolatorach sejsmicznych (ang. seismic isolators), czego rezultatem jest większa standaryzacja projektu reaktora oraz zmniejszona podatność na skutki trzęsienia ziemi. • Charakterystyka zapotrzebowania na moc cieplną Mniejsze reaktory mają większą elastyczność względem wymagań odbiorców, w szczególności jeśli weźmiemy pod uwagę wykorzystanie ciepła procesowego z reaktorów. Nadmiar mocy cieplnej produkowanej przez reaktor musi znaleźć odbiorcę, aby instalacja była ekonomicznie efektywna.

Reaktory jądrowe małej i średniej mocy

• Użycie wody do chłodzenia obiegu wtórnego W związku z koniecznością oddawania dużej ilości ciepła do otoczenia przez elektrownie, w tym w obiegu otwartym do zbiorników wodnych, powstaje problem lokalizacji takiej elektrowni. W przypadku elektrowni jądrowych problem ten narasta, gdyż z uwagi na niższą sprawność obiegu cieplnego, elektrownia ta oddaje większą ilość ciepła do otoczenia (woda, powietrze) niż elektrownia klasyczna węglowa, przy założeniu jednakowego efektu energetycznego. W przypadku ograniczonych możliwości lokalizacyjnych (zbyt mała powierzchnia zbiornika wodnego lub zbyt niski przepływ wody), związanych z chłodzeniem elektrowni wodą, alternatywą mogą być reaktory małych mocy, które tej wody do chłodzenia potrzebują w znacznie mniejszych ilościach w przeliczeniu na blok energetyczny. • Wzrost zapotrzebowania na moc w lokalnych sieciach elektroenergetycznych Mniejsze elektrownie jądrowe pozwolą na łatwiejsze dopasowanie się do stopniowych wzrostów zapotrzebowania mocy charakteryzujących się niską dynamiką, co w pewien sposób przekłada się na ekonomikę i elastyczną charakterystykę pracy reaktorów. • Całkowite nakłady na budowę elektrowni Zwykle głównym wskaźnikiem ekonomicznym jest jednostkowy nakład inwestycyjny, odniesiony do mocy elektrycznej zainstalowanej elektrowni. Nie mniej ważnym kryterium, jeśli nie ważniejszym, jest jednak suma całkowitych nakładów inwestycyjnych. Jest to w szczególności istotne dla klientów o ograniczonych zdolnościach finansowania bloków jądrowych, kosztujących już dziś nawet ok. 5 mld euro. Małe bloki łatwiej sfinansować mniejszym klientom, np. biedniejszym państwom lub mniejszym zakładom energetycznym. • Ekonomia skali Przeważa przekonanie, że większe bloki jądrowe są tańsze w przeliczeniu na jednostkę mocy z uwagi na efekt ekonomii skali. Znaczenie ekonomii skali może być jednak zmniejszone poprzez: modularność budowy, produkcję ustandaryzowanych elementów w fabrykach, uczenie się poprzez wykonywanie (ang. process learning, learning by doing), uproszczenie struktury reaktora, kompaktową budowę, itp. Ponadto ekonomia skali mogłaby mieć zastosowanie do porównania reaktorów o takiej samej strukturze, a wszystko wskazuje na to, że reaktory dużej mocy i reaktory małej i średniej mocy będą znacząco różnić się budową. • Ryzyko inwestycyjne W przypadku projektów inwestycyjnych, oprócz wskaźników ekonomicznych, bardzo ważne są przepływy gotówkowe. Z tego punktu widzenia korzystniejsze może okazać się budowanie czterech mniejszych bloków jądrowych niż jednego dużego (o tej samej mocy zainstalowanej, jaką mają cztery małe bloki), zachowując taki porządek, że kolejny blok powstaje po ukończeniu budowy poprzedniego. Wówczas budowa kolejnego bloku jest częściowo finansowana przez przychody wynikające z oddania do użytku poprzedniego bloku. Takie podejście może znacząco zmniejszyć ryzyko finansowe inwestycji. Poza tym budowa mniejszych bloków jest mniej podatna na opóźnienia w realizacji, obarczające ryzykiem inwestycję. Przewiduje się, że budowa bloku z małym reaktorem trwać będzie trzy lata, zaś z dużym reaktorem pięć lat [5]. Inną ważną cechą takiego podejścia jest zwiększone przystosowanie się małych reaktorów do zmieniających się uwarunkowań rynkowych. • Ograniczenia systemu elektroenergetycznego Reaktory małej i średniej mocy mogą być zastosowane w sieciach elektroenergetycznych o ograniczonej mocy zainstalowanej źródeł wytwórczych, w których odchylenia bilansu mocy czynnej, przekraczające 10% mocy zainstalowanej źródeł przyłączonych do sieci, mogą zagrozić pracy i stabilności systemu elektroenergetycznego. Mogą także znaleźć zastosowanie w lokalizacjach znajdujących się z dala od cywilizacji, w celu uniknięcia budowy długich elektroenergetycznych linii przesyłowych. Wiele systemów elektroenergetycznych nie jest przystosowanych do przyłączenia bloków energetycznych o mocy przekraczającej 1000 MW. Mniejsze reaktory jądrowe mogą być korzystniejsze w systemach z dużą generacją opartą na odnawialnych zasobach energii, w szczególności elektrowniach wiatrowych, w których konieczne będzie nadążanie za zmianami obciążenia w systemie elektroenergetycznym. Większą elastyczność w tym zakresie dają małe reaktory, również w perspektywie rozwoju elektroenergetyki w kierunku sieci inteligentnych (ang. smart grids).

Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

Powyższa charakterystyka pokazuje, że w pewnych warunkach budowa małych reaktorów jądrowych będzie korzystniejsza niż budowa reaktorów dużej mocy. Pozostaje jednak do przezwyciężenia wiele barier natury technologicznej, społecznej, ekonomicznej itp. Przezwyciężenie barier technicznych jest przedmiotem badań prowadzonych w ramach licznych projektów rozwojowo-demonstracyjnych.

3. WYBRANE PROJEKTY JĄDROWYCH REAKTORÓW ENERGETYCZNYCH MAŁEJ I ŚREDNIEJ MOCY Jak wynika z raportu MAEA, istnieje ponad 60 projektów reaktorów jądrowych małej i średniej mocy, których zestawienie zawarto w [1]. To stwarza pewne przeszkody i zagrożenia dla rozwoju technologii z uwagi na rozproszenie używanych zasobów oraz brak standaryzacji. W niniejszym rozdziale przedstawiono wybrane projekty małych i średnich reaktorów, głównie te, dla których moment komercjalizacji wydaje się być najbliższy. Zestawienie tych projektów zaprezentowano w tab. 1. Poniżej omówiono bardziej szczegółowo wybrane projekty reaktorów. Tab. 1. Zestawienie wybranych projektów małych i średnich reaktorów jądrowych. Opracowano na podstawie [2, 3] Lp. Wyszczególnienie IRIS NuScale 1 Projektant Westinghouse NuScale 2 Chłodziwo w obiegu pierwotnym lekka woda lekka woda 3 Cyrkulacja chłodziwa wymuszona naturalna 4 Konﬁguracja obiegu pierwotnego zintegrowana zintegrowana 5 Moc elektryczna [MW] 335 45 6 Temperatura na wylocie z reaktora [°C] 330 300 7 Konﬁguracja obiegu wtórnego pośredni pośredni 8 Obieg cieplny Rankine’a Rankine’a 9 Średnica zbiornika reaktora [m] 6,2 2,7 10 Wysokość zbiornika reaktora [m] 22,2 14,0 11 Typ paliwa UO2 UO2 12 Stopień wzbogacenia paliwa [%] <5 <5 13 Długość kampanii paliwowej [a] 3,5 2,5 14 Planowane uruchomienie 2015 2015

4S Toshiba sód wymuszona basen 10 (do 50) 485 pośredni Rankine’a 3,5 24,0 U-Zr 18 10-30 2013

International Reactor Innovative and Secure (IRIS) i NuScale należą do grupy intencjonalnie małych reaktorów o zintegrowanym obiegu pierwotnym (ang. Integral Primary System Reactor – IPSR). Projekt IRIS jest rozwijany przez Westinghouse i opiera się na znanej technologii reaktorów lekkowodnych, co pozwoli w krótkim czasie doprowadzić do powstania pierwszej jednostki tego typu (ang. FOAK – ﬁrst-of-a-kind). Główne cechy tego układu to [2]: • Możliwość uzyskania mocy zainstalowanej w zakresie od 100 do 350 MW. Moc typowej jednostki to 335 MW (moc cieplna reaktora 1000 MJ/s). Reaktor charakteryzuje się modularną budową • Wszystkie komponenty obiegu pierwotnego (rdzeń, pręty sterujące, mechanizmy napędzające, wytwornice pary, pompy chłodziwa pierwotnego, stabilizator ciśnienia) są zintegrowane w pojedynczym zbiorniku reaktora • Rdzeń reaktora składa się z 89 kaset (każda po 289 prętów) znanych z reaktorów wodnych ciśnieniowych (PWR), zawierających paliwo w postaci tlenku uranu UO2 o stopniu wzbogacenia ok. 5%. Przewidywany okres kampanii paliwowej wynosi 3,5 roku, a stopień wypalenia paliwa 50 000 MWd/t • Sterowanie reaktywnością realizowane jest za pomocą absorberów neutronów (ang. solid burnable absorbers) i prętów sterujących oraz przy użyciu rozpuszczalnego boru. Z kolei NuScale znajduje się na przeciwnym biegunie, jeżeli chodzi o zakres mocy reaktorów z grupy IPSR. Jego moc zainstalowana jest zaprojektowana na 45 MW. Ideą producenta technologii jest zabudowywanie instalacji o dużej liczbie bloków, np. 10, których łączna moc wyniesie 450 MW. Posiada on podobne cechy do IRIS. Zamiast 89 kaset (IRIS) w NuScale zastosowano 24 kasety, choć tu rozważa się wydłużenie kampanii paliwowej z 30 do 60 miesięcy, przy użyciu paliwa o stopniu wzbogacenia równym 8%. Istotną różnicą jest zastosowanie naturalnej cyrkulacji chłodziwa w zbiorniku reaktora [2].

Reaktory jądrowe małej i średniej mocy

Stosunkowo ciekawym projektem, również ze względu na przewidywany niedługi czas jego zakończenia, wydaje się reaktor 4S (ang. Super Safe Small and Simple), rozwijany przez Toshiba Corp. i Central Research Institute of Electric Power Industry (CRIEPI) w Japonii. Reaktor 4S jest reaktorem jądrowym małej mocy na neutrony prędkie (ang. fast neutron reactor), chłodzonym sodem. Zastosowano w nim pasywne układy bezpieczeństwa, które pozwalają na poprawę ich ekonomiki [3]. Pierwszym planowanym miejscem instalacji jest Galena na Alasce. Reaktor planowany do instalacji na Alasce ma mieć moc elektryczną zainstalowaną równą 10 MW (moc cieplna reaktora 30 MJ/s). Rozważa się jednakże możliwość zwiększenia mocy reaktora w kolejnych instalacjach do 50 MW. Paliwem ma być stop cyrkonu i uranu (U-Zr). Pośredni układ, w którym zastosowano sód jako czynnik chłodzący, odbiera ciepło z reaktora i dostarcza je do wytwornicy pary w obiegu wtórnym – obiegu cieplnym parowym Rankine’a [2]. Podstawowe założenia projektowe reaktora 4S to [3]: • Brak konieczności uzupełniania paliwa przez ponad dziesięć lat (docelowo przez cały okres eksploatacji równy trzydzieści lat, o ile będzie to możliwe) • Proste sterowanie wypalaniem paliwa bez prętów sterujących i mechanizmów napędowych tych prętów (ang. control rod driving mechanism – CRDM) • Minimalizacja urządzeń sterujących z układu reaktora • Praca w trybie nadążania za obciążeniem w systemie elektroenergetycznym (ang. load follow) bez potrzeby działania układu sterowania reaktorem • Minimalizacja remontów i inspekcji komponentów reaktora • Ujemny temperaturowy współczynnik reaktywności • System bezpieczeństwa niezależny od układów awaryjnego zasilania i układu usuwania ciepła powyłączeniowego (układ ten jest pasywny i nie potrzebuje zasilania z układu potrzeb własnych elektrowni). Bardzo interesującą cechą, a zarazem kluczową nowinką technologiczną reaktora 4S jest jego rdzeń, w którym paliwo jest wykonane z metalu, a jego wypalanie jest sterowane za pomocą reﬂektora neutronów, pozwalającego na oszczędną gospodarkę neutronami w paliwie.

4. PODSUMOWANIE Małe i średnie reaktory (SMR) będą konkurencyjne względem dużych reaktorów, jeżeli osiągną odpowiednią dojrzałość technologiczną. Nowoczesna ﬂota dużych reaktorów charakteryzuje się wysokimi standardami bezpieczeństwa i zdeﬁniuje w ten sposób rynek ofert technologii. Na pierwszy rzut oka wydaje się, że problemem może być ekonomia skali. Małe reaktory, za sprawą ich zintegrowanej modularnej budowy, będą musiały potwierdzić swoją konkurencyjność. Konieczne również będzie opracowanie wyposażenia towarzyszącego, układów automatyki i układów pomiarowych (przykładowo wewnątrz zbiornika zawierającego zintegrowany obieg pierwotny reaktora) dla układów reaktorów małej i średniej mocy [2]. Do pozatechnicznych wyzwań należeć będą [2]: • Zbyt duża liczba konkurujących ze sobą projektów SMR • Rozpowszechnione postrzeganie dużych, scentralizowanych elektrowni jądrowych jako lepszego rozwiązania w związku z tym, że uważane są za obiekty wysokiego ryzyka i ich centralizacja w oddalonych od dużych miast lokalizacjach jest pożądana • Wysokie nakłady inwestycyjne i obawy związane z katastrofami w elektrowniach jądrowych oraz obawy powstałe na początku ery technologii nuklearnej stworzyły swoisty strach przed projektami określanymi jako pierwsze w swoim rodzaju (ang. First Of A Kind – FOAK) • Wydłużona długość kampanii paliwowej wymagać będzie bieżącego monitoringu, diagnostyki i prognoz stanu technicznego reaktora • Zastosowanie reaktorów do kogenreacji lub poligeneracji wymagać będzie opracowania układów automatyki przystosowanych do bilansowania zapotrzebowania na dwa lub więcej produktów oferowanych przez blok z reaktorem. Osobną kwestią pozostaje gospodarka odpadami powstającymi podczas bieżącej produkcji lub pozostającymi po upływie okresu użytkowania reaktora, jak dla reaktora 4S, w którym nie uzupełnia się paliwa w całym okresie jego technologicznego życia. Obecnie oferowane reaktory komercyjne dużej mocy są zaprojektowane na sześćdziesięcioletni okres użytkowania, choć z pewnością operatorzy reaktorów dążyć będą do wydłużenia ich

Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

życia. Małe i średnie reaktory w tej chwili projektowane są na trzydzieści lat użytkowania. Po okresie użytkowania elektrowni z reaktorem jądrowym należy ją zamknąć i zlikwidować, ponosząc znaczące nakłady inwestycyjne. W świetle dużego zapotrzebowania na nowe moce wytwórcze oraz możliwości, a wręcz konieczności budowy rozproszonych źródeł generacji, opartych na odnawialnych zasobach energii lub gazie ziemnym, wydaje się mało prawdopodobne, aby ta technologia, pomimo jej zalet, została zaadaptowana do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w najbliższych dwóch dekadach. Z pewnością może ona znaleźć zastosowanie w miejscach takich, jak Galena na Alasce, które są oddalone od cywilizacji. Czas pokaże, czy możliwe będzie znaczące uproszczenie budowy reaktorów w taki sposób, aby nie zagrażały bezpieczeństwu ludności i czy społeczeństwo zaakceptuje rozproszone reaktory jądrowe, mając alternatywę w postaci mniejszej liczby tego typu źródeł, ale o większej zainstalowanej mocy. Przezwyciężenie bariery ekonomii skali dałoby powód do alternatywnego spojrzenia na budowę elektrowni z blokami dużej mocy – budowa elektrowni o tej samej mocy, ale o liczbie bloków odpowiednio większej.

BIBLIOGRAFIA 1. Kuznetsov V., IAEA activities for innovative Small and Medium sized Reactors (SMRs), Progress in Nuclear Energy, 47, no. 1–4, 2005, pp. 61–73. 2. Ingersoll D.T., Deliberately small reactors and the second nuclear era, Progress in Nuclear Energy, 51, 2009, pp. 589–603. 3. Ueda N., Kinoshita I., Minato A., Shigeo K., Yokoyama T., Maruyama S., Sodium Cooled Small Fast Long-Life Reactor “4S”, Progress in Nuclear Energy, 47, no. 1–4, 2005, pp. 222–230. 4. Carelli M., Garrone P., Locatelli G., Mancini M., Mycoff C., Trucco P., Ricotta M.E., Economic features of integral, modular, small-to-medium size reactors, Progress in Nuclear Energy, 52, 2010, pp. 403–414. 5. Shropshire D., Economic viability of small to medium-sized reactors deployed in future European energy markets, Progress in Nuclear Energy, 53, 2011, pp. 299–307. 6. Locatelli G., Mancini M., The role of the reactor size for an investment in the nuclear sector: An evaluation of not-ﬁnancial parameters, Progress in Nuclear Energy, 53, 2011, pp. 212–222.

Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

Autorzy / Biograﬁe

Piotr Kacejko Lublin / Polska

Piotr Miller Lublin / Polska

Kierownik Katedry Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń Politechniki Lubelskiej. Stopień doktora habilitowanego uzyskał na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w 1999 roku, a tytuł profesora w roku 2006. Specjalizuje się w analizie systemów elektroenergetycznych, szczególnie w stanach awaryjnych oraz w metodach numerycznych związanych z ich analizą.

Ukończył Wydział Elektryczny Politechniki Lubelskiej. Obecnie pracuje na stanowisku adiunkta w Katedrze Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń. Specjalizuje się w problematyce metod numerycznych i oprogramowania stosowanego w analizie stanów awaryjnych systemu elektroenergetycznego. Jest głównym autorem programu komputerowego SCC, stosowanego do obliczania wielkości zwarciowych przez wiele jednostek energetyki zawodowej i biura projektowe.

Analiza zwarciowa sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem farm wiatrowych traktowanych jako sterowane źródła prądowe

ANALIZA ZWARCIOWA SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z UWZGLĘDNIENIEM FARM WIATROWYCH TRAKTOWANYCH JAKO STEROWANE ŹRÓDŁA PRĄDOWE prof. dr hab. inż. Piotr Kacejko / Politechnika Lubelska dr inż. Piotr Miller / Politechnika Lubelska

1. MODELE ZWARCIOWE ELEKTROWNI WIATROWYCH W energetyce wiatrowej stosuje się obecnie generatory dwóch rodzajów. Maszyny indukcyjne opisywane są skrótowo jako DFIG (ang. Double Feed Induction Generator), maszyny synchroniczne jako FC (ang. Full Converter, z uwagi na pracę generatora za pośrednictwem przekształtnika). Obszerne raporty dotyczące zachowania się tych generatorów w stanie zwarcia przedstawiły m.in. ﬁrmy Nordex [2] oraz Enercon [3]. Dostępność dokumentacji opisującej zachowanie się generatorów pozostałych producentów jest niezadowalająca, niemniej jednak można przyjąć, że jest ono podobne w przypadku podstawowych typów siłowni DFIG oraz FC. Analizę zjawisk zwarciowych na potrzeby praktyki inżynierskiej określa dla maszyn indukcyjnych oraz synchronicznych z przekształtnikami norma zwarciowa PN-EN 60909 [4]. Mowa w niej, co prawda, o silnikach, jednak w przypadku uproszczonych metod modelowania zwarciowego generatorów nie powinno się ono różnić zasadniczo od podejścia ww. normy. Wydaje się jednak, że tak uproszczone podejście nie oddaje istoty zjawisk związanych z generatorami elektrowni zwarciowych. Stąd poszukiwanie innych rozwiązań. Modele uproszczone wprowadza się między innymi po to, aby ułatwić użytkownikowi szybkie oszacowanie pewnych wielkości – w tym przypadku wielkości związanych ze zwarciami, w warunkach uwzględniania znacznej liczby farm wiatrowych. Konieczne jest określenie miejsca i sposobu przyłączenia farmy do sieci (bezpośrednio do PCC, odczep lub wcięcie w istniejącą linię), a następnie przyjęcie założeń upraszczających co do struktury farmy. Są one następujące: • farma o zadeklarowanej mocy Pnf składa się z określonej liczby wiatraków o takiej samej mocy Pnw • wiatraki są przyłączone do sieci za pośrednictwem zadanej (oznaczonej symbolem s) liczby transformatorów blokowych WN/SN, przy czym do każdego transformatora przyłączona jest taka sama liczba wiatraków (grupa) • moc transformatorów blokowych jest szacowana na podstawie mocy przypadającej na jedną grupę siłowni ze stosowanego w Polsce typoszeregu. Na rys. 1 przedstawiono opis wielkości wejściowych wymaganych oraz szacowanych w celu określenia uproszczonego modelu farmy wiatrowej.

Streszczenie W artykule zaprezentowano metodę wyznaczania wielkości zwarciowych w sieci zawierającej elektrownie wiatrowe. Oryginalność metody wynika z traktowania generatorów wiatrowych (a także całych farm) jako źródła prądowego „wstrzykującego” do sieci, w węźle przyłączenia, prąd o charakterze indukcyjnym, będący krotnością prądu znamionowego pojedynczego generatora (lub odpo-

wiednio grupy generatorów). Takie zachowanie występuje wtedy, gdy w miejscu przyłączenia generatora napięcie spadnie poniżej pewnego poziomu. Tym samym tradycyjny model zwarciowy generatora w postaci siły elektromotorycznej zastąpiono źródłem prądowym, sterowanym napięciowo.

Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

Rys. 1. Schemat rozległej farmy wiatrowej z podziałem na s grup

Wielkości wejściowe wymagane • nazwa węzła, do którego zostanie przyłączona farma • nazwa linii łączącej PCC (może to być także punkt odgałęzienia) z GPZ farmy • nazwa GPZ farmy • Pnf – moc farmy w [MW] • Pnw – moc znamionowa siłowni (w wariancie uproszczonym zakłada się jedną wartość dla całej farmy) w [MW] • s – liczba grup siłowni (odpowiada liczbie transformatorów WN/SN w GPZ farmy) • l – długość linii łączącej PCC i GPZ farmy w [km] (możliwe jest przyjęcie wartości równej zero) • typ – typ generatora siłowni (wybór spośród dwóch możliwości DFIG – generator indukcyjny dwustronnie zasilany, FC – generator synchroniczny zasilany przez przekształtnik). Wielkości wejściowe szacowane • Sn� – moc znamionowa transformatora farmy

Pnf  tf s Funkcja <<x>>tf powoduje wybór wartości xw > x i równej jednej z liczb ze zbioru <6; 10; 16; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160> • uktf – napięcie zwarcia transformatora farmy (domyślnie 12%) • Sntw – moc znamionowa transformatora siłowni wiatrowej S ntf  1,1 

S ntw 1,1Pnw  tw Funkcja<<x>>tw powoduje wybór wartości xw > x i równej jednej z liczb ze zbioru <1,65; 2,2; 2,5; 2,75;3,0; 3,5; 4,0>

Analiza zwarciowa sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem farm wiatrowych traktowanych jako sterowane źródła prądowe

• uktw – napięcie zwarcia transformatora siłowni wiatrowej (domyślnie 6%) • xj – reaktancja jednostkowa linii (domyślnie 0,4 Ω/km) • uziemienie transformatorów farmy po stronie WN (domyślnie TAK) • Unf – napięcie znamionowe farmy (domyślnie 30 kV – jest to wybór formalny, nie wpływa na postać modelu farmy) • Unw – napięcie znamionowe siłowni wiatrowej (domyślnie 690 V – jest to wybór formalny, nie wpływa na postać modelu farmy). Uproszczony model domyślny farmy do obliczeń zwarciowych jest tradycyjnym modelem w postaci niesterowalnego źródła napięcia oraz impedancji o stałej wartości. Tym samym, w sensie jakościowym jest to taki sam model jak model klasycznego bloku elektrowni wodnej lub cieplnej. Rzecz jasna zjawiska elektromagnetyczne, zachodzące w generatorach siłowni wiatrowych podczas zwarć, przebiegają inaczej niż w przypadku klasycznych generatorów synchronicznych. Istotną rolę odgrywa w tych zjawiskach układ regulacyjny przekształtników współpracujących z generatorem wiatraka. W świetle powyższych wywodów, do wyznaczenia impedancji zgodnej generatora siłowni wiatrowej, wykorzystanej w uproszczonym modelu zwarciowym, zastosowano wzór zawarty w normie [4].

ZW 

U2 1  nW K LR S nW

(1)

Współczynnik KLR, choć nazywany jest współczynnikiem rozruchu (w normie stosuje się go do opisu właściwości silników indukcyjnych), jest przyjętą w literaturze miarą impedancji siłowni wiatrowej. Jego wartość może być zmienna, co pozwala uwzględnić zmieniające się w trakcie zwarcia właściwości układu generator – przekształtnik. Generalnie, dla wiatraków możemy mówić o pierwszej fazie stanu podprzejściowego (czas 20–40 ms) oraz o drugim okresie obejmującym w rozumieniu klasycznym drugą fazę stanu podprzejściowego oraz stan przejściowy (czas do kilkuset milisekund). Wyznaczanie KLR odbywa się na podstawie przedstawionych poniżej założeń: 1. Typ DFIG, stan podprzejściowy KLR = 5 2. Typ DFIG, stan ustalony zwarcia KLR = 2 3. Typ FC, stan podprzejściowy KLR = 3 4. Typ FC, stan ustalony zwarcia KLR = 1,4 W modelowaniu określonym jako „dokładne” (zaproponowanym w prezentowanej metodzie) generatory siłowni wiatrowych traktowane są jako źródła prądowe o określonej krotności prądu (większej od 1) w stosunku do prądu znamionowego. Wyraz „dokładne” pisany w cudzysłowie należy rozumieć w ten sposób, że taki model jest także modelem przybliżonym i uproszczonym. Dokładne modelowanie zjawisk zwarciowych związanych z farmami wymaga zastosowania oprogramowania typu EMTP, wyposażonego w odpowiednie modele układów przekształtnikowych. Jest to trudne przedsięwzięcie, wymagające rezygnacji ze stosowania oprogramowania zwarciowego, które tradycyjnie stosowane jest do analizy quasi-ustalonych stanów zwarciowych. W zakresie istotnym dla obliczeń zwarciowych modele „dokładne” polegają na zmianie ﬁlozoﬁi obliczeń zwarciowych i traktowaniu układów „generator – przekształtnik” inaczej podczas wskazanej wyżej fazy pierwszej, a inaczej podczas fazy drugiej. W fazie drugiej układ ten jest traktowany jako źródło prądowe o określonej krotności (względem prądu znamionowego). Dodatkowo jest to źródło prądu kolejności zgodnej, niezależnie od rodzaju zwarcia.

2. ANALIZA ZWARCIOWA SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z UWZGLĘDNIENIEM ŹRÓDEŁ PRĄDOWYCH Na rys. 2 zaprezentowano schemat modelu sieci odpowiadający stanowi przed zakłóceniem. Wprowadzono następujące oznaczenia: {G} – zbiór węzłów, do których przyłączone są siły elektromotoryczne podprzejściowe klasycznych generatorów, liczba tych węzłów oznaczona jest jako zmienna G, dolny indeks przy wielkości opisującej sieć oznacza, że dana wielkość jest związana z tym zbiorem węzłów

Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

{W} – zbiór węzłów, do których przyłączone są te farmy wiatrowe, gdzie użytkownik zdecyduje się na zastosowanie modeli dokładnych (źródeł prądowych); mogą to być z deﬁnicji wszystkie farmy w sieci, może być tylko jedna – jest to zależne od intencji liczącego; liczba tych węzłów oznaczona jest jako zmienna W, dolny indeks przy wielkości opisującej sieć oznacza, że dana wielkość jest związana z tym zbiorem węzłów {L} – zbiór pozostałych węzłów sieci (obciążeniowych, elektrownianych, miejsc przyłączenia farm niemodelowych dokładnie), liczba tych węzłów oznaczona jest jako zmienna W, dolny indeks przy wielkości opisującej sieć oznacza, że dana wielkość jest związana z tym zbiorem węzłów; w zbiorze tym zostaje wskazany węzeł objęty zwarciem oznaczony jako k. �

�

��

Rys. 2. Schemat modelu sieci odpowiadający stanowi przed zakłóceniem

Model zwarciowy sieci przed wystąpieniem zakłócenia może być opisany za pomocą następującego równania (2). Warto zwrócić uwagę, że zarówno odbiór, jak i generacja w farmach wiatrowych traktowane są tak jak w przypadku węzłów typu (P, Q), przy czym ich prądy węzłowe są zerowe z uwagi na to, że traktowane są jako wewnętrzne elementy modelu.

I oG   YGG     0    YWG  0   YLG  

YGW YWW YLW

YGL   EoG    YWL   U oW  YLL   U oL 

(2)

czyli:

 YWW 0   YWG  o 0    Y  EG    Y    LG   LW

YWL   U oW    YLL   U oL 

(3)

i w rezultacie:

 U oW   YWW  o     YLW  UL 

1

YWL   YWG  o E  YLL   YLG   G 

(4)

Model zwarciowy po wystąpieniu zwarcia trójfazowego w węźle k opisany jest za pomocą następującego równania (5). Indeks górny „z” prądów i napięć identyﬁkuje stan zwarcia.

 I Gz   YGG    I W    YWG  I L   YLG  

YGW YWW YLW

YGL   EGz    YWL   U zW  YLL   U Lz 

(5)

Analiza zwarciowa sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem farm wiatrowych traktowanych jako sterowane źródła prądowe

z o Siły elektromotoryczne podprzejściowe i przejściowe spełniają warunek  EG    EG  , natomiast w zbiorze węzłów {W} zostaje „uaktywniony” [Iw] – wektor źródeł prądowych (odpowiada farmie zawierającej wiatraki, dla których działa układ LVRT). Po wykonaniu przekształceń:

 YWW I W   YWG  z  I    Y  EG    Y  L   LG   LW

YWL   U zW    YLL   U zL 

(6)

YWL   U zW  I W   YWG  z E     YLL   U zL   I L   YLG   G 

(7)

i następnie:

 YWW Y  LW

otrzymuje się w rezultacie:

 U zW   YWW  z     YLW  UL 

1

YWL   YWG  z Y EG    WW    YLL   YLG   YLW

1

YWL  I W  YLL   I L 

(8)

Przedstawionemu opisowi odpowiada rys 3. �

�

�� Rys. 3. Schemat modelu sieci odpowiadający stanowi przed zakłóceniem

Należy zauważyć, na postawie równania (4), że pierwszy składnik po prawej stronie równania (8) określa wektor napięć w sieci w stanie normalnej pracy. Tym samym:

 U zW   U oW   YWW  z   o   U L   U L   YLW

1

YWL  I W  YLL   I L 

(9)

Równanie (9) można zapisać bardziej szczegółowo, wyróżniając w grupie węzłów {L}węzeł zwarcia oraz węzły pozostałe, czyli L  R k . Prąd węzła k oznaczamy jako Ik (kierunek od węzła), prądy węzłowe dla węzłów zbioru {R} pozostają zerowe, a zatem:

 U zW   U oW   Z WW  z  o   U R    U R    Z RW  U kz   U ko   Z kW    

Z WR Z RR Z kR

Z Wk   I W  Z RW   0  Z kk  - I k 

(10)

Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

Korzystając z ostatniego równania, otrzymuje się:

I  Z kR  W   Z kk I k 0

U kz  U ko  Z kW

(11)

U kz  U ko  Z kW I W  Z kk I k

(12)

z Ponieważ dla zwarcia trójfazowego zachodzi zależność U k  0 , możliwe jest wyznaczenie podstawowej wielkości poszukiwanej, czyli prądu zwarcia Ik. Zgodnie z warunkiem napięciowym w miejscu zwarcia otrzymuje się zależność:

Z kk I k  U ko  Z kW I W 

(13)

Ostatecznie zatem wzór na prąd zwarciowy z udziałem farm wiatrowych wstrzykujących prąd do węzłów przyłączenia ma postać:

Ik 

U ko  Z kW I W 

(14)

Z kk

lub:

Ik 

U ko Z kW I W   Z kk Z kk

(14a)

Pierwszy składnik w tym wzorze określa prąd w sieci bez udziału farm wiatrowych, drugi uwzględnia ich oddziaływanie w formie źródeł prądowych:

I k  I k bW 

Z kW I W  Z kk

(14b)

Wzór (14b) można zapisać, uwzględniając działania na pojedynczych elementach impedancyjnych: w

I k  I k bW 

Z i 1

ki i

Z kk

(14c)

Należy jednak pamiętać, że model farmy w stanie zakłóceniowym odpowiadający źródłu prądowemu jest odpowiedni dla stanu, gdy napięcie w miejscu przyłączenia spadnie poniżej 80% napięcia znamionowego (lub poniżej innej określonej wartości). Obliczenia powinny sprawdzić, czy dla wszystkich węzłów zbioru {W} spełniony jest ten warunek, a jeśli nie (napięcie jest wyższe), dany węzeł powinien być wykluczony ze zbioru, gdyż w takim przypadku farma nie jest źródłem prądu zwarciowego, tylko pracuje w normalnym reżimie produkcji mocy czynnej (zgodnym z aktualną prędkością wiatru i ustawieniem regulatora). Tym samym istotnym elementem obliczeń jest wyznaczenie napięć w węzłach przyłączenia farm zaliczonych do zbioru {W}. W tym celu korzysta się z równania (10), otrzymując w postaci macierzowej.

 U zW    U oW   Z WW I W  Z Wk I k lub dla każdego węzła należącego do zbioru {W}

(15a)

Analiza zwarciowa sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem farm wiatrowych traktowanych jako sterowane źródła prądowe w

U Wz i  U Wo i   Z ij I Wi  Z ik I k 

(15b)

j 1

Wzór (15b) na napięcie na szynach farmy (lub na szynach siłowni w zależności od modelu) dla zwarcia w węźle k uwzględnia zatem napięcie w stanie normalnym, które korygowane jest oddziaływaniem ze strony prądu w miejscu zwarcia (zmniejszenie napięcia) oraz oddziaływaniem prądowym ze strony innych farm (zwiększenie wartości napięcia). Oddziaływanie prądowe farm wiatrowych zachodzi tylko dla prądu składowej zgodnej. Dla składowej przeciwnej i zerowej nie ma żadnego oddziaływania prądowego. Istotną rolę odgrywają oczywiście uziemione punkty gwiazdowe transformatorów farm, ale one podlegają klasycznemu modelowaniu. Tym samym modyﬁkacja wzorów na wartość prądu zwarcia polega na wprowadzeniu do licznika wyrażenia na wartość prądu składnika odpowiadającego oddziaływaniu farm wiatrowych, czyli:

[Z kW ][I kW ]

(16)

W rezultacie na przykład wzór na prąd zwarcia, w przypadku zwarcia jednofazowego fazy L1 z ziemią, przyjmuje postać:

I k1  I k2  I k0 

Uko  [Z kW ]�[I kW ] Z kk1  Z kk2  Z kk0

(17)

Sposób wyznaczania innych wielkości (prądów fazowych) przebiega w sposób analogiczny jak dla zwarć wyznaczanych bez udziału farm. Wartości napięć w miejscu przyłączenia farm wyznaczane są na podstawie napięć wyznaczonych zgodnie z teorią składowych symetrycznych z równań, w których tylko dla składowej zgodnej uwzględnia się oddziaływanie farm, czyli: o 1 [U z(1) W ]  [ U W ]  [ Z WW ][I W ]  [ Z Wk ]I k

(18)

2 2 [U z(2) W ]  [ Z Wk ]I k 0 0 [U z(0) W ]  [ Z Wk ]I k

Przedstawione wzory mogą zostać bez specjalnych problemów uwzględnione w algorytmie realizującym obliczenia zwarciowe.

3. PRZYKŁAD OBLICZEŃ Rozważono bardzo prosty przykład sieci (rys. 4) zawierającej dwa źródła klasyczne oraz dwie farmy wiatrowe. Zamodelowano zwarcie w węźle 3. ��

��

�

��

�

��

�

��

Rys. 4. Schemat prostej sieci (miejsce zwarcia węzeł 3, farmy wiatrowe przyłączone w węzłach 1 i 2, wszystkie reaktancje równe 1,0 j.w.)

Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

Dla podkreślenia prostoty przykładu przyjęto jednakowe wartości wszystkich reaktancji (rezystancje pominięto) i normalny stan bez obciążenia. Przykład odniesiono do sieci 110 kV.

X typowe  20 

X  1, 0 j.w.

X  

U p2



1102  20  Sp

czyli S p  600 MVA ��

��

�

��

Rys. 5. Model odpowiadający sieci z rys. 4

Jeśli

U p  110 kV

S p  600 MVA

Ip 

Sp 3Up



600  3kA 3110

Farma wiatrowa 50 MW  50 MVA (w uproszczeniu)

I nF 

50  0, 262 kA 3110

0, 262  0, 087 j.w. 3 Zakładamy zatem, że prąd znamionowy farmy wynosi 0,1 j.w., a jej prąd „wstrzykiwany” w stanie zakłóceniowym I wF  0, 2 j.w. I nF 

Obliczenia: Macierz impedancyjna modelu zwarciowego (wyznaczona jako inwersja macierzy admitancyjnej węzłowej)

 0, 75 0, 25 0,5 Z   0, 25 0, 75 0,5  0,5 0,5 1, 0  Prąd zwarcia 1,1 Z 31 I w1  Z 32 I w 2 0,5  0, 2  0,5  0, 2 Ik   1,1   1,1  0,1  0,1  1,3 j.w. 1, 0 Z 33 1 Bez uwzględnienia farm prąd wynosi 1,1 j.w. (wzrost o 0,2 j.w.). Napięcie w węzłach 1 oraz 2

Analiza zwarciowa sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem farm wiatrowych traktowanych jako sterowane źródła prądowe z o U w1  U w1  Z11 I w1  Z12 I w2  Z13 I 3  1, 05  0, 75  0, 2  0, 25  0, 2  0,5  1, 25   1, 05  0,15  0, 05  0, 65  0, 6 j.w.

Tym samym warunek, aby napięcie w miejscu przyłączenia farmy było mniejsze od 0,8, jest spełniony.

4. OPIS ALGORYTMU Algorytm obliczenia prądu zwarcia, uwzględniający modelowanie dokładne farm wiatrowych, przedstawiono poniżej w punktach. Zapis stanowi alternatywę dla schematu blokowego, pozwala równocześnie na zamieszczenie pewnych wskazówek i uwag dla programistów. Z uwagi na konieczność uwzględnienia wpływu oddziaływania prądu wstrzykiwanego przez farmy na wartość napięcia w miejscu ich zainstalowania, a także konieczność uwzględnienia wzajemnego oddziaływania farm, konieczna jest realizacja algorytmu w postaci wielokrotnie zagnieżdżonych pętli mocno komplikujących obliczenia. 1. Start, odczyt kompletnego zestawu danych i budowa modelu zwarciowego; farmy modelowane są metodą uproszczoną jak źródła klasyczne, z impedancją wynikającą z zadeklarowanego współczynnika KLR. 2. Użytkownik wybiera opcję obliczenia dokładne dla farm wiatrowych, wszystkie farmy zaliczone do zbioru {W} będą uwzględniane w obliczeniach zwarciowych tak jak źródła prądowe. 3. Dla utworzonego zbioru {W} i zidentyﬁkowanych na jego podstawie farm, likwidowane są impedancje zwarciowe wynikające z modelowania uproszczonego. 4. Program przeprowadza faktoryzację zmodyﬁkowanego, pełnego modelu sieci. 5. Użytkownik wybiera, spośród wszystkich węzłów, węzeł (tylko jeden) do obliczeń zwarciowych, oznaczony jako k. 6. Program przeprowadza operację FFS (podstawienie proste) dla ścieżki faktoryzacji P(k), na pozycji k znajduje się liczba 1 [6]. 7. Program przeprowadza operację BFS (podstawienie odwrotne) dla ścieżki P({W}) – [6], jest to ścieżka wyznaczona dla wszystkich węzłów zbioru {W}, w rezultacie otrzymuje się wektor Z k  zawierający elementy impedancyjne na odpowiednich pozycjach. 8. Wyznacza się prąd w miejscu zwarcia zgodnie z zależnością i W

Z k (i )  I Wi  1, 05 i 1 Ik   Z k (k ) Z k (k )

(19)

gdzie: Z k (i ) – element i–ty wektora impedancji

I Wi – prąd wstrzykiwany do i-tego węzła przyłączenia farmy ze zbioru {W} wyznaczony jako krotność sumy prądów znamionowych siłowni tworzących farmę (domyślnie dla i-tej farmy kwi=1,8). 9. Rozpatruje się kolejny węzeł i-ty ze zbioru węzłów {W} i wyznacza się wartość napięcia według wzoru:

U Wi  1, 0  Z  k (i )  I k

(20)

10. Jeśli Uwi > 0,8, wyrzuca się ten węzeł ze zbioru {W}, czyli {W}:={W}-i; powrót do 8. 11. Czy rozpatrzono wszystkie węzły ze zbioru {W}? Jeśli nie, powrót do 9. 12. Komentarz: w tym miejscu wyrzucono ze zbioru {W} te węzły przyłączenia farm, które są daleko od miejsca zwarcia i w wyniku oddziaływania zwarciowego napięcie nie spada poniżej 0,8 UN, a więc trzeba je usunąć z rozważań, bo farmy te normalnie pracują; weryﬁkacja napięć musi być jednak przeprowadzona dalej, z uwagi na oddziaływania wzajemne farm. 13. Wyznacza się kolejny węzeł i-ty ze zbioru węzłów przyłączenia {W}. 14. Program przeprowadza operacje FFS dla ścieżki P(i) – [6], na pozycji i jest liczba 1.

Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

15. Program przeprowadza operację BFS dla ścieżki P({W}) – [6], ścieżka wyznaczona dla wszystkich węzłów zbioru {W}, w rezultacie otrzymuje się wektor Z i . 16. Koryguje się wartość napięcia dla węzła i poprzez uwzględnienie oddziaływania węzłów pozostałych ze zbioru {W} W

U Wi  U Wi   Z i ( j )  I Wj j 1

(21)

17. Jeśli lista węzłów jest wyczerpana, skok do 18, jeśli nie, powrót do 13. 18. Dokonuje się przeglądu napięć dla zbioru węzłów należących do {W} (zbiór uporządkowany malejąco z uwagi na wartość napięcia). 19. Pobiera się węzeł i-ty. 20. Jeśli UWi < 0,8, powrót do 19, jeśli wszystkie węzły przejrzano, skok do 22. 21. Jeśli UWi > 0,8, usuwa się węzeł i-ty ze zbioru {W}:={W}-i; i następuje powrót do punktu 6 (cała operacja obliczeniowa przeprowadzana jest od początku). 22. Wydruk wartości prądu Ik oraz wartości napięć węzłów ze zbioru {W} (po korektach) – to są wielkości wyjściowe tej opcji obliczeniowej programu zwarciowego. 23. Koniec.

5. PODSUMOWANIE W ramach testów opisanego powyżej sposobu „dokładnego” (raczej „dokładniejszego”) modelowania farm wiatrowych wykonano obliczenia dla rzeczywistych farm zaplanowanych do włączenia do sieci 110 kV Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Uzyskane wartości prądów zwarciowych różniły się w istotny sposób od tych uzyskanych metodami tradycyjnymi. Może to świadczyć o zasadności implementacji tego typu modelowania farm wiatrowych w programach obliczeniowych, wykorzystywanych w energetyce zawodowej.

BIBLIOGRAFIA 1. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa, 2009. 2. Nordex F008_224_EN, Revision 2, 2008_07, Technical Description, Simulation of short circuit, K08, Grid short circiuit with double fed asynchronous generator. 3. Enercon Representation of Enercon Wind Turbines for Steady State Short-Circuit Calculations, dokument ﬁrmowy z dnia 19.11.2007. 4. PN-EN 60909 Short circuit calculations in three phase a.c. systems (norma IEC 60909 przyjęta do stosowania w Polsce bez tłumaczenia). 5. Wind Power in Power Systems (editor Thomas Akerman) John Willey and Sons 2005. 6. Kacejko P., Machowski J., Zwarcia w systemach elektroenergetycznych, Wyd. II, WNT, Warszawa, 2009.

Sylwester Robak, Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska Grzegorz Tomasik, Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

Autorzy / Biograﬁe

Sylwester Robak Warszawa / Polska

Désiré Dauphin Rasolomampionona Warszawa / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (1996). W 1999 roku obronił pracę doktorską, a dziewięć lat później uzyskał stopień doktora habilitowanego na swojej macierzystej uczelni. Zatrudniony na Politechnice Warszawskiej w 1999 roku pracował na stanowisku adiunkta, a od 2010 roku jest zatrudniony na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Od 2008 roku pełni funkcję zastępcy dyrektora ds. nauki w Instytucie Elektroenergetyki PW. Obszar zainteresowań to stabilność systemu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, modelowanie matematyczne, projektowanie i dobór układów regulacji, generacja rozproszona.

Wychowanek Politechniki Warszawskiej. Od 1994 roku pracuje na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w Instytucie Elektroenergetyki. Obecnie jest kierownikiem Zakładu Automatyki Elektroenergetycznej. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się głównie wokół problemów dotyczących automatyki elektroenergetycznej, sterowania pracą systemu elektroenergetycznego oraz zastosowania telekomunikacji i nowoczesnych technik informatycznych w elektroenergetyce.

Grzegorz Tomasik Warszawa / Polska

Paweł Chmurski Warszawa / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach o specjalności sieci elektroenergetyczne. Karierę zawodową rozpoczynał w 1995 roku jako dyrektor ds. technicznych w spółce JUPITER. Od lipca 2004 roku do lipca 2005 roku pełnił funkcję wiceprezesa zarządu ﬁrmy EPC SA, a następnie dyrektora ds. rynku energii. Następnie podjął pracę na stanowisku dyrektora zadania w Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA) i prowadził strategiczne projekty, związane z rozwojem rynku energii elektrycznej oraz bezpieczeństwem pracy systemu elektroenergetycznego. We wrześniu 2009 roku został powołany na stanowisko prezesa zarządu CATA, zaś w styczniu 2011 roku na stanowisko członka zarządu PSE Operator SA.

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej o specjalności elektroenergetyka. Karierę zawodową rozpoczynał w 1990 roku, w Zakładzie Automatyki Zabezpieczeniowej, w Instytucie Energetyki w Warszawie. W latach 1996–1997 pracował w PSE SA, a następnie, do 2008 roku, w ﬁrmie Energoprojekt-Consulting SA (obecnie EPC SA), gdzie zajmował się głównie zagadnieniami z zakresu funkcjonowania rynków energii elektrycznej. Od 2008 roku pracuje w Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o., pełniąc najpierw funkcję dyrektora zadania, a obecnie członka zarządu.

Aktualne możliwości rozwoju generacji rozproszonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym

AKTUALNE MOŻLIWOŚCI ROZWOJU GENERACJI ROZPROSZONEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM dr hab. inż., prof. nadzw. PW Sylwester Robak / Politechnika Warszawska dr hab. inż., prof. nadzw. PW Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska mgr inż. Grzegorz Tomasik / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA) mgr inż. Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

Praca naukowa współﬁnansowana ze środków budżetowych na naukę w latach 2010–2012 jako projekt badawczy

1. WSTĘP Wypracowanie dla generacji rozproszonej jednej definicji, która byłaby do zaakceptowania przez naukowców oraz sektor przemysłowy w różnych krajach na całym świecie, napotyka duże trudności. Stąd literatura zagadnienia podaje wiele definicji tego pojęcia. Również w literaturze krajowej można spotkać odmienne definicje źródeł wytwórczych, zaliczanych do generacji rozproszonej. Jako typowe wyróżniki generacji rozproszonej, pozwalające umiejscowić ten sposób wytwarzania na tle innych źródeł, przyjmuje się [1], [2]: 1. Przeznaczenie (cel) 2. Lokalizację w systemie (sieci elektroenergetycznej) 3. Moc znamionową 4. Obszar dostaw (dystrybucji) mocy 5. Technologię wytwarzania 6. Oddziaływanie na środowisko 7. Tryb pracy 8. Rodzaj prawa własności źródeł 9. Udział w ogólnym wytwarzaniu energii. Z analizy materiału literaturowego, dotyczącego generacji rozproszonej, wynika, że zasadniczą cechą generacji rozproszonej jest jej lokalizacja blisko odbioru. Stąd definiuje się ją jako instalację i eksploatację mocy wytworzonej przez obiekt wytwórczy, przyłączony bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej lub przyłączony po stronie odbiorcy. Kolejną ważną cechą generacji rozproszonej jest moc osiągalna jednostek wytwórczych generacji rozproszonej oraz technologia wytwarzania – generację rozproszoną stanowią najczęściej źródła produkujące energię elektryczną ze źródeł odnawialnych lub niekonwencjonalnych, jak również w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, oraz zasobniki energii, przy czym: • Odnawialnymi źródłami energii są źródła wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego w procesie odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych; • Kogeneracją (produkcją energii w skojarzeniu) jest proces, w którym równolegle wytwarzana jest energia elektryczna i cieplna. Kogeneracja opiera się na konwersji energii chemicznej paliwa (np. gazu ziemnego) na energię elektryczną i ciepło. Układy skojarzone są stosowane wszędzie tam, gdzie istnieje równocześnie zapotrzebowanie na ciepło (chłód) i na energię elektryczną. Układy skojarzone do produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu określane są jako trigeneracja lub układy podwójnie skojarzone.

Streszczenie W artykule przedstawiono krótką dyskusję dotyczącą deﬁnicji generacji rozproszonej. Nakreślono stan obecny oraz perspektywy rozwoju generacji rozproszonej w Polsce.

Opisano możliwości pozyskania jednostek generacji rozproszonej do celów sterowania pracą systemu elektroenergetycznego, poprzez świadczenie usług systemowych.

Sylwester Robak, Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska Grzegorz Tomasik, Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

Uwzględniając powyższe czynniki, w przypadku uwarunkowań obowiązujących w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym przyjąć można następującą deﬁnicję generacji rozproszonej: Generacją rozproszoną (źródłami rozproszonymi) są obiekty o mocy osiągalnej zazwyczaj nieprzekraczającej 50 MW, niepodlegające centralnej dyspozycji mocy, współpracujące z siecią dystrybucyjną (110 kV, SN i nn) lub bezpośrednio zasilające odbiorcę i których rozwój nie jest planowany centralnie. Generację rozproszoną stanowią najczęściej jednostki produkujące energię elektryczną ze źródeł odnawialnych lub niekonwencjonalnych, jak również w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, oraz zasobniki energii.

2. ŹRÓDŁA GENERACJI ROZPROSZONEJ ZAINSTALOWANE W KSE Z bazy danych Stowarzyszenia Niezależnych Wytwórców Energii Skojarzonej wynika, że aktualnie w kraju zainstalowanych jest już prawie 250 źródeł GR na gaz ziemny, biogaz (wysypiskowy, z oczyszczalni ścieków i rolniczy, z biogazowni) oraz biometan z odmetanowania kopalń. Są to bardzo zróżnicowane źródła: turbinowe, silnikowe, w większości kogeneracyjne, ale także produkujące tylko energię elektryczną, o mocach elektrycznych od 5 kW do ok. 7,5 MW (baza nie uwzględnia większych źródeł). Źródła turbinowe (14 źródeł) mają łączną moc elektryczną około 60 MW. Źródła silnikowe na gaz ziemny (36 źródeł o jednostkowej mocy elektrycznej poniżej 0,5 MW, 15 źródeł o jednostkowej mocy elektrycznej powyżej 0,5 MW) mają łączną moc elektryczną ok. 20 MW. Źródła silnikowe biogazowe na biogaz wysypiskowy i z oczyszczalni ścieków (ok. 150 źródeł) mają łączną moc elektryczną ok. 60 MW. Źródła silnikowe na biogaz rolniczy (12) mają łączną moc elektryczną około 15 MW. Źródła na biometan (13) mają łączną moc elektryczną ok. 30 MW. Łączna moc elektryczna źródeł uwzględnionych w bazie wynosi 185 MW. Z danych Urzędu Regulacji Energetyki na 31 grudnia 2010 roku wynika, że łączna moc źródeł odnawialnych, wytwarzających energię elektryczną w Polsce, wynosi 2556 MW. Struktura źródeł odnawialnych, wytwarzających energię elektryczną w Polsce, została przedstawiona na rys. 1. i w tab. 1.

Aktualne możliwości rozwoju generacji rozproszonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym

pomorskie Typ ��

Ilość 3

Moc 1,363

Typ ��

Ilość 4

��

2,654

� ��

Moc 4,415 84,6

��

140,995

��

6,466

��

8,392

��

11,353

��

6,675

��

0,000�

warmińsko-mazurskie

zachodniopomorskie Typ ��

Ilość 2

Moc 0,938

Typ ��

Ilość 8

Moc 2,394

420,208

��

4,263

2,54

��

5,95

��

0,000�

Typ ��

Ilość 5

Moc 1,589

Typ ��

Ilość 2

� ��

0,220

� ��

0,5

��

50,375

��

5,619

3,889

��

5,8

��

kujawsko-pomorskie

podlaskie

Typ ��

Ilość 2

Moc 1,782

Typ ��

Ilość 1

Moc 2,126

��

2,818

� ��

7,4

Typ ��

Ilość 3

Moc 2,072

Typ ��

Ilość 1

Moc 0,7

� ��

��

155

166,309

��

78,25

��

0,643

��

2,26

��

3,375

� ��

93,5

��

11,2

��

186,2

��

0,000�

mazowieckie

wielkopolskie Typ ��

lubuskie Typ ��

Ilość 1

Moc 0,37

Typ ��

Ilość 2

��

0,5

� ��

1,8

��

0,6

��

0,971

��

10,585

��

15,356

��

91,33

Moc 1,142

Moc 1,25

Ilość 3

Moc 3,495

Typ ��

Ilość 6

Moc 4,59

� ��

1,5

��

210,955

��

1,592

��

0,5

��

8,69

��

0,000�

Typ ��

Ilość 4

Moc 1,06

Typ ��

Ilość 17

� ��

100,5

� ��

Moc 9,21 2,08

��

0,011

��

10,57

��

1,254

��

0,825

��

0,000�

łódzkie Typ ��

dolnośląskie

Ilość 2

Moc 2,989

Typ ��

Ilość 4 1

3,564

0,000�

��

63,745

��

2,154

��

Typ ��

Ilość 5

Moc 2,558

Typ ��

Ilość 5

Moc 4,345

��

0,165

��

6,637

��

11,637

��

26,3

��

17,305

��

0,000�

Typ ��

opolskie

� ��

��

Moc 3,336

lubelskie

świętokrzyskie

Typ ��

Ilość 2

Moc 0,862

Typ ��

Ilość 2

Moc 0,9

��

1,513

��

2,68

��

20,81

��

0,000�

śląskie

Ilość 2

Ilość 1

Moc 0,36

1,9

� ��

10,8

4,406

��

1,62

0,000�

Typ

Ilość

Moc

Typ

Ilość

Moc

��

4,249

��

8,583

� ��

0,21

��

0,022

��

3,8

��

2,397

��

0,36

��

33,6

��

0,000�

��

0,000�

� � � � ��

Moc 0,98

Typ ��

Ilość 2

Moc 0,96

Typ ��

Ilość 2

Moc 0,66

� ��

2,6

��

0,75

��

1,174

��

0,37

��

0,000�

podkarpackie

małopolskie Typ ��

Ilość 4

Moc 1,124

Typ ��

Ilość 5

Moc 2,938

��

1,464

��

2,661

��

2,27

��

17,4

��

�

��

92,75

��

0,000�

Typ ��

Ilość 5

Moc 2,083

Typ ��

Ilość 3

� ��

0,58

� ��

��

26,78

��

0,649

8,3

0,000�

��

0,825

��

198,6

��

Moc 1,764

� ��

��

� ��

��

� ��

��

� ��

��

� ��

��

� ��

��

� ��

��

� ��

��

� ��

��

* Ze względu na różne przedziały procentowego udziału biomasy (w całkowitym strumieniu paliwa), w odniesieniu do instalacji współspalania, nie podano całkowitej mocy zainstalowanej

Rys. 1. Struktura źródeł odnawialnych, wytwarzających energię elektryczną (stan na 31.12.2010) [3]

Sylwester Robak, Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska Grzegorz Tomasik, Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

Tab. 1. Struktura źródeł odnawialnych, wytwarzających energię elektryczną Lp. 1

Typ instalacji elektrownie biogazowe a) wytwarzające z biogazu z oczyszczalni ścieków b) wytwarzające z biogazu składowiskowego c) wytwarzające z biogazu rolniczego elektrownie wiatrowe a) elektrownia wiatrowa na lądzie elektrownie wodne a) elektrownia wodna przepływowa do 0,3 MW b) elektrownia wodna przepływowa do 1 MW c) elektrownia wodna przepływowa do 5 MW d) elektrownia wodna przepływowa do 10 MW e) elektrownia wodna przepływowa powyżej 10 MW f) elektrownia wodna szczytowo-pompowa lub przepływowa z członem pompowym elektrownie realizujące technologię współspalania realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne a) i biomasa) realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne b) i biogaz) elektrownie biomasowe a) wytwarzające z biomasy z odpadów leśnych, rolniczych, ogrodowych wytwarzające z biomasy z odpadów przemysłowych drewnopochodnych i celulozob) wo-papierniczych c) wytwarzające z biomasy mieszanej wytwarzające z promieniowania słonecznego a) wytwarzające z promieniowania słonecznego

Razem:

Liczba instalacji 144 56 80 8 413 413 727 578 78 56 6 6 3 41

Moc [MW] 82,884 28, 474 45,994 8, 416 1 180,272 1 180,272 937,044 41,873 48,248 126,163 48,280 289,800 382,680 0,000*

0,000*

18 7

356,190 12,110

230,200

5 3 3 1 346

113,880 0,033 0,033 2 556, 423

* Ze względu na różne przedziały procentowego udziału biomasy (w całkowitym strumieniu paliwa), w odniesieniu do instalacji współspalania, nie podano całkowitej mocy zainstalowanej

3. ROZWÓJ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W POLSCE W dokumencie Ministerstwa Gospodarki „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” [4], przyjętym przez Radę Ministrów w 2010 roku, o generacji rozproszonej można przeczytać: „Istotnym elementem poprawy bezpieczeństwa energetycznego jest rozwój energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne źródła energii, jak metan czy OZE. Rozwój tego typu energetyki pozwala również na ograniczenie inwestycji sieciowych, w szczególności w system przesyłowy. System zachęt dla energetyki rozproszonej w postaci systemów wsparcia dla OZE i kogeneracji będzie skutkował znacznymi inwestycjami w energetykę rozproszoną”. Cele polityki energetycznej Polski dotyczące energetyki rozproszonej obejmują: a) w zakresie poprawy efektywności energetycznej zmniejszenie strat sieciowych w przesyle i dystrybucji, poprzez modernizację obecnych i budowę nowych sieci, wymianę transformatorów o niskiej sprawności oraz rozwój generacji rozproszonej b) w zakresie wytwarzania i przesyłania energii elektrycznej oraz ciepła rozbudowę sieci dystrybucyjnych, pozwalającą na rozwój energetyki rozproszonej wykorzystującej lokalne źródła energii c) w zakresie ograniczenia oddziaływania energetyki na środowisko zmianę struktury wytwarzania energii w kierunku technologii niskoemisyjnych oraz zwiększenie znaczenia źródeł skojarzonych i rozproszonych. Według „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” w warunkach polskich decydujące znaczenie, w kontekście osiągnięcia postawionego celu 15-proc. udziału energii ze źródeł odnawialnych w strukturze energii ﬁnalnej brutto w 2020 roku, będą miały postępy poczynione w energetyce wiatrowej, produkcji

Aktualne możliwości rozwoju generacji rozproszonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym

biogazu i biomasy stałej oraz w biopaliwach transportowych. Te cztery obszary w 2020 roku stanowić będą łącznie ok. 94% zużycia energii ze wszystkich źródeł odnawialnych. Tab. 2 przedstawia opracowaną w ramach „Polityki energetycznej” prognozę zainstalowanych mocy wytwórczych energii elektrycznej brutto w podziale na 17 rodzajów paliwa i zastosowanych technologii produkcyjnych. Do 2020 roku technologie odnawialne łącznie stanowić będą 25, 4% całkowitej mocy wytwórczej (22,6% w 2030 roku). Spadek tego odsetka w latach 2020–2030 wynika głównie z faktu uwzględnienia w zestawieniu energetyki jądrowej, która ma zaistnieć w Polsce po 2020 roku. Tab. 2. Prognoza mocy wytwórczych energii elektrycznej brutto do 2030 roku [4] Moce wytwórcze energii elektrycznej brutto w MW

Paliwo/technologia

2010

2015

2020

2025

2030

Węgiel brunatny – PC/Fluidalne

9 177

9 024

8 184

10 344

10 884

Węgiel kamienny – PC/Fluidalne

15 796

15 673

15 012

11 360

10 703

4 950

5 394

5 658

5 835

5 807

710

810

873

964

1 090

400

600

1 010

2 240

853

1 406

1 600

3 200

4 800

1 411

1 416

1 447

1 514

1 555

Węgiel kamienny – CHP Gaz ziemny – CHP Gaz ziemny – GTCC Duże wodne Wodne pompowe Jądrowe Przemysłowe węgiel – CHP Przemysłowe gaz – CHP

Przemysłowe inne – CHP

730

834

882

896

910

167

278

Małe wodne

107

192

282

298

Wiatrowe

Lokalne gazowe

976

3 396

6 089

7 564

7 867

Biomasa stała – CHP

196

623

958

1 218

Biogaz CHP

328

802

1 293

1 379

36 280

40 007

44 464

47 763

51 412

Systemy fotowoltaiczne Razem

„Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” nie uwzględnia dynamicznego rozwoju GR oraz rozwoju budownictwa plus-energetycznego, zakładanych w dyrektywach UE. Stąd istnieją także inne, odmienne koncepcje rozwoju energetyki w Polsce, które zakładają: 1. Możliwość całkowitej rezygnacji z energetyki jądrowej 2. Znaczne ograniczenie wytwarzania energii z wykorzystaniem tradycyjnych technologii węglowych 3. Szybki rozwój CHP w przemyśle 4. Szybki rozwój układów CHP opartych na wykorzystaniu biogazu 5. Zmniejszenie mocy wytwórczej o około 6000 MW (w stosunku do założeń rządowych) z uwagi na planowaną decentralizację wytwarzania energii (mniejsze straty przesyłu i konwersacji, wyższe sprawności urządzeń odbiorczych) 6. Dynamiczny rozwój rynku prosumenta (budynki plus-energetyczne), gdzie ponad 20% energii krajowej będzie wytwarzana lokalnie w budynkach plus-energetycznych. Za prognozowanym dynamicznym, długoterminowym rozwojem energetyki rozproszonej przemawiają następujące tezy [5]: 1. Wyczerpywanie się potencjału wynikającego z wdrożenia zasady TPA jako mechanizmu, ogólnie na świecie, zwiększania konkurencji na rynkach energii elektrycznej i gazu 2. Wzrost siły nowych technologii, zwiększających konkurencyjność na rynku energii elektrycznej i gazu poza zasadą TPA 3. Zapoczątkowanie handlu uprawnieniami do emisji CO2 4. Niesymetryczny system podatkowy, w szczególności akcyzowy (np. wysoka akcyza na benzynę i olej napędowy, brak akcyzy na gaz ziemny)

Sylwester Robak, Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska Grzegorz Tomasik, Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

5. Strategia Komisji Europejskiej (budowa jednolitej unijnej przestrzeni bezpieczeństwa energetycznego, a nie elektroenergetycznego) 6. Wzrost znaczenia trendu, w którego ramach rozwój energetyki rozproszonej staje się produktem „ubocznym” działań na rzecz ochrony środowiska 7. Wpływ energetyki rozproszonej na kształtowanie systemu osadniczego i na jego przekształcenia (polityka rozwoju regionalnego).

4. GENERACJA ROZPROSZONA JAKO ŹRÓDŁO REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH Obecne zasady zarządzania pracą źródeł generacji rozproszonej oraz warunki techniczne, jakie muszą spełniać te źródła, zależą głównie od mocy jednostkowej źródła (mocy pojedynczej jednostki wytwórczej), od poziomu napięcia znamionowego sieci, do której są przyłączone, oraz od miejsca przyłączenia (sieć zamknięta, sieć otwarta). W zależności od wymienionych uwarunkowań zasady te i warunki techniczne są określone w instrukcjach operatorów sieciowych: IRiESP oraz IRiESD. Poszerzenie dotychczasowych możliwości zarządzania generacją rozproszoną obecnie upatruje się w pozyskaniu tego typu źródeł do realizacji regulacyjnych usług systemowych. Regulacyjne usługi systemowe są to usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora systemu przesyłowego, niezbędne do prawidłowego funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zapewniające zachowanie określonych wartości parametrów niezawodnościowych i jakościowych [6]. Pozyskanie generacji rozproszonej do celów sterowania pracą systemu elektroenergetycznego z poziomu operatora systemu przesyłowego należy wiązać z relatywnie dużymi (30 MW ÷ 50 MW) mocami znamionowymi pojedynczych jednostek generacji rozproszonej lub możliwością grupowania małych jednostek generacji rozproszonej. Pierwszy przypadek będzie występował stosunkowo rzadko i obecnie można go zaliczyć do grupy jednostek wytwórczych koordynowanych. W praktyce należy poszukiwać rozwiązań dotyczących dużej liczby małych jednostek wytwórczych. Wyniki wstępnych analiz dotyczących wykorzystania źródeł generacji rozproszonej w zakresie usług systemowych wskazują, że w horyzoncie krótkookresowym, z punktu widzenia operatora sieci przesyłowej (OSP), można rozpatrywać udział generacji rozproszonej w następujących usługach [7], [8]: 1. Rezerwy sekundowej dla regulacji pierwotnej 2. Rezerwy operacyjnej (wirującej i interwencyjnej) dla regulacji wtórnej oraz trójnej, w tym udział generacji rozproszonej w programach DSR [9] oferowanych przez OSP (programy przeciwawaryjne). W dłuższym horyzoncie czasowym można rozpatrywać udział generacji rozproszonej w usługach: 1. Regulacji mocy biernej i napięć węzłowych 2. Samostartu 3. Pracy na wydzielony układ wyspowy. Usługi samostartu i pracy wyspowej mogą być obecnie rozpatrywane jako rozwiązania perspektywiczne. Z technicznego punktu widzenia usługi w zakresie rezerw mocy mają największy potencjał aplikacyjny. Usługa w zakresie regulacji pierwotnej będzie szczególnie atrakcyjna dla dużych jednostek generacji rozproszonej, opartych na nieodnawialnych źródłach energii. W celu wykorzystania potencjału generacji rozproszonej na rzecz regulacji pierwotnej muszą być zastosowane odpowiednie środki techniczne w zakresie systemu sterowania (zarządzania). Oznacza to między innymi, że musi być wprowadzona komunikacja z każdą jednostką wytwórczą generacji rozproszonej w celu sterowania i monitorowania, które generatory i w jakim zakresie w danej chwili uczestniczą w regulacji pierwotnej. Z kolei każda jednostka wytwórcza powinna posiadać proporcjonalny układ regulacji turbiny (regulacja zgodnie ze statyzmem turbiny). Ponadto uczestnictwo źródła w regulacji pierwotnej powoduje konieczność pracy źródła z niepełnym wykorzystaniem zdolności wytwórczych (praca przy obciążeniu poniżej mocy maksymalnej). Stąd cena usługi musi uwzględniać koszt utraconych korzyści. Koszt ten może być szczególnie wysoki w przypadku odnawialnych źródeł energii, które korzystają z różnorakich ﬁnansowych mechanizmów wsparcia (certyﬁkaty). Można przyjąć, że wszystkie technologie źródeł generacji rozproszonej, charakteryzujące się krótkim czasem reakcji, są predestynowane do realizacji regulacji pierwotnej. Szczególnie układy wyposażone w przekształtniki energoelektroniczne, tj. turbiny wiatrowe, ogniwa paliwowe czy mikroturbiny, są zdolne do świadczenia tej usługi.

Aktualne możliwości rozwoju generacji rozproszonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym

W przypadku układów wykorzystujących elektrownie wiatrowe w celu uzyskania regulacji częstotliwości konieczne jest zastosowanie trybu regulacji mocy czynnej delta mode, w którym utrzymywany jest stały zapas mocy z możliwością wykorzystania do celów regulacyjnych. Duże możliwości w zakresie regulacji pierwotnej częstotliwości posiadają elektrownie gazowo-parowe CCGT oraz układy CHP z silnikami gazowymi (elektrownie i elektrociepłownie na biogaz technologicznie niewiele różnią się od analogicznych układów gazowych, zasilanych gazem ziemnym, mają też podobne właściwości ruchowe). Efektywne wykorzystanie takich układów do pełnienia roli dostawców usług systemowych wymaga przede wszystkim umożliwienia produkcji energii elektrycznej w przypadku braku zapotrzebowania na ciepło. Niejednoczesność występowania zapotrzebowań na ciepło i energię elektryczną jest więc istotną przeszkodą. Uelastycznienie pracy bloków można uzyskać poprzez wykorzystanie akumulatorów ciepła lub rozbudowę układu o chłodnię i wytracanie w niej nadmiaru ciepła. W przypadku tego typu układów przychody ze świadczenia usług systemowych musiałyby być na tyle istotne, aby zrekompensować dodatkowe koszty i utracone przychody. Aby możliwe było włączenie generacji rozproszonej w proces sterowania KSE, wciąż konieczne jest rozwiązanie kilku kluczowych problemów, do których można zaliczyć: 1. Zasady tworzenia i funkcjonowania grup jednostek generacji rozproszonej 2. Tryb pozyskiwania usług 3. Sposób rozliczania usług 4. Zakres i sposób wymiany informacji pomiędzy operatorami sieci oraz wytwórcami 5. Zasady planowania pracy KSE z uwzględnieniem systemu zarządzania generacją rozproszoną.

5. PODSUMOWANIE Obserwowany obecnie szeroki rozwój generacji rozproszonej w Polsce jest między innymi wynikiem promowania przez Unię Europejską energii elektrycznej pochodzącej z rozproszonych źródeł energii, a w szczególności ze źródeł odnawialnych. Pojawienie się generacji rozproszonej na dużą skalę w systemie elektroenergetycznym jest ciągle zjawiskiem nowym i powoduje wiele problemów o charakterze technicznym oraz ekonomicznym. Pozyskanie generacji rozproszonej do celów sterowania pracą systemu elektroenergetycznego wymaga wprowadzania odpowiednich i spójnych mechanizmów zarządzania. Opracowanie mechanizmów zarządzania generacją rozproszoną jest zadaniem bardzo trudnym i dotychczas nie zostało praktycznie kompleksowo rozwiązane. Obecnie liczne ośrodki naukowo-badawcze, często we współpracy z operatorami sieci dystrybucyjnej oraz operatorami sieci przesyłowej, prowadzą liczne projekty zmierzające do opracowania spójnych mechanizmów zarządzania generacją rozproszoną, które umożliwiłyby pozyskanie tego typu generacji na rzecz usług systemowych.

BIBLIOGRAFIA 1. Ackermann T., Andersson G., Söder L., Distributed generation: a deﬁnition, Electric Power Systems Research, 57, 2001, pp. 195–204. 2. Paska J., Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła, Oﬁcyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2010. 3. Urząd Regulacji Energetyki, http://www.ure.gov.pl/uremapoze/mapa.html. 4. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, przyjęta przez Radę Ministrów 10.11.2009. 5. Stabilizacja bezpieczeństwa energetycznego Polski w okresie 2008–2020 (z uwzględnieniem perspektywy 2050) za pomocą mechanizmów rynkowych, własnych zasobów i innowacyjnych technologii, praca zbiorowa pod red. J. Popczyka, Gliwice, 2008. 6. Słownik pojęć, http://slownik.cire.pl/?id=235. 7. Nyeng P., Pedersen K.O.H. and Østergaard J., Ancillary services from distributed energy resources – perspectives for the Danish power system, IYCE 2007 Conference. 8. Porter D., Strbac G., Mutale J., Ancillary service provision from distributed generation, CIRED2005 18th International Conference on Electricity Distribution. 9. Rasolomampionona D.D., Robak S., Chmurski P., Tomasik G., Przegląd istniejących mechanizmów DSR stosowanych na rynkach energii elektrycznej, Rynek Energii, nr 2 (87), 2010, s. 138–143.

Tomasz Sikorski / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław, Politechnika Wrocławska Edward Ziaja / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław Bogusław Terlecki / Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Grupa Kapitałowa PGE Energia Odnawialna Warszawa

Autorzy / Biograﬁe

Tomasz Sikorski Wrocław / Polska

Edward Ziaja Wrocław/ Polska

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej, gdzie pracuje do dziś na stanowisku adiunkta. Doktoryzował się z zakresu analizy elektroenergetycznych sygnałów zakłóceniowych z wykorzystaniem aparatu transformat czasowo-częstotliwościowych. Obecnie zajmuje się problematyką jakości energii oraz zagadnieniami współpracy źródeł rozproszonych z siecią elektroenergetyczną. Od czasu realizacji grantu MNiSW dla osób po doktoracie, związany jest również z Instytutem Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu.

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej. Od 1980 roku pozostaje związany z Instytutem Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu. Jest autorem i współautorem wielu patentów, wzorów użytkowych i wdrożeń w elektroenergetyce polskiej, jak również w Turcji i Algierii. Obecnie, jako prezes zarządu, kieruje Instytutem Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o.

Bogusław Terlecki Kamieńsk / Polska Absolwent Wydziału Chemii Politechniki Gdańskiej oraz Wydziału Ekonomiczno-Socjologicznego Uniwersytetu Łódzkiego. Pracuje w Departamencie Eksploatacji Polska Grupa Energetyczna Energia Odnawialna SA na stanowisku zastępcy dyrektora Departamentu Eksploatacji. Zajmuje się eksploatacją farm wiatrowych, m.in. farmą wiatrową w Kamieńsku, która została inkorporowana do Grupy Kapitałowej PGE Energia Odnawialna Warszawa. Naukowo zajmują go zagadnienia związane z możliwościami regulacyjnymi farm wiatrowych w systemie elektroenergetycznym.

Dynamiczne aspekty pracy farmy wiatrowej – pomiary i analizy

DYNAMICZNE ASPEKTY PRACY FARMY WIATROWEJ – POMIARY I ANALIZY dr inż. Tomasz Sikorski / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław Politechnika Wrocławska mgr inż. Edward Ziaja / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław mgr inż. Bogusław Terlecki / Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Grupa Kapitałowa PGE Energia Odnawialna Warszawa

1. WPROWADZENIE Specyﬁczny charakter pracy elektrowni wiatrowych jest zależny od warunków wiatrowych. Z drugiej strony elastyczne możliwości dopasowania produkcji mocy czynnej i biernej, jakie dają współczesne układy energoelektroniczne, sprawiają, że integracja farm wiatrowych z krajowym systemem elektroenergetycznym jest tematem aktualnym i rozwijanym. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej IRiESD [1] oraz Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej IRiESP [2] wyodrębniają kilka grup zagadnień związanych ze współpracą farm wiatrowych z KSE. Należą do nich: regulacja mocy czynnej, praca przy różnym napięciu i częstotliwości, załączanie do pracy i wyłączanie z sieci, regulacja napięcia i mocy biernej, wymagania dla pracy przy zakłóceniach w sieci, dotrzymywanie standardów jakości energii, koordynacja elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, monitoring i system telekomunikacji, testy sprawdzające. Niniejsza praca obejmuje tematykę dynamiki pracy farmy wiatrowej w kontekście zdarzeń zakłóceniowych od strony sieci. W tym celu dokonano pomiarów rzeczywistych w farmie wiatrowej 30 MW, we wspólnym punkcie przyłączenia 110 kV. Wprowadzono analizę teoretyczną technicznych możliwości podtrzymania pracy farmy w warunkach podnapięciowych oraz skonfrontowano ją z wynikami pomiarów pracy farmy w reżimie stałego współczynnika mocy. Jednocześnie warto podkreślić, że podnoszony w artykule aspekt aktywnego udziału farmy wiatrowej w procesie współpracy z KSE, zarówno jako źródło mocy czynnej i biernej, podąża za dyskutowanymi obecnie najnowszymi trendami rozwoju inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Jednym z szeroko omawianych produktów w zakresie wytwarzania są tzw. elektrownie wirtualne, zrzeszające wiele generacji rozproszonych w jeden wspólny system informatyczno-sterujący, skojarzony z chwilowym zapotrzebowaniem na energię oraz udziałem na rynku energii. To pozwoliłoby na tworzenie tzw. clustrów, które w elastyczny sposób mogłyby odpowiadać na dynamiczne zmiany zapotrzebowania mocy lub mieć udział w procesie regulacji pracy systemu czy rezerwowania mocy [10, 11].

2. CHARAKTERYSTYKA BADANEJ FARMY WIATROWEJ ORAZ UKŁADU POMIAROWEGO Badaną farmę wiatrową stanowi 15 elektrowni wiatrowych produkcji ﬁrmy Enercon GmbH typ E70 – E4 o mocy 2 MW każda. Elektrownie te połączone są wewnętrznymi kablowymi liniami energetycznymi 30 kV. Wraz z niezbędnymi urządzeniami technicznymi stanowią całościowy zespół techniczny służący do produkcji energii elektrycznej na łączną moc farmy 30 MW [3, 4]. Generator pierścieniowy synchroniczny typu E70 – E4 jest bezpośrednio napędzany przez wirnik turbiny, osiągając moc znamionową przy prędkości wirnika ok. 21,5 obr./min i prędkości wiatru 12,7 m/sek. Wyprowadzenie mocy na poziomie 0, 4 kV realizuje układ energoelektroniczny WEC (ang. Wind Energy Converter), wykorzystujący przekształtnik częstotliwości AC-DC-AC w obwodzie stojana, stanowiąc przykład elastycznego roz-

Streszczenie Niniejsza praca przedstawia wybrane wyniki rzeczywistych pomiarów farmy wiatrowej o mocy 30 MW, przyłączonej do sieci dystrybucyjnej 110 kV. Zaprezentowane analizy dotyczą dynamicznych aspektów współpracy

farmy z systemem w warunkach zakłóceń od strony sieci. Dyskusji poddano możliwości podtrzymania pracy elektrowni 30 MW w warunkach podnapięciowych w stosunku do wymagań operatora.

wiązania FIC (ang. Full Converter Interface). Skojarzenie z siecią następuje w punkcie przyłączenia z wewnętrzną siecią kablową za pomocą transformatora blokowego 30/0, 4 kV. Za kontrolę parametrów konwersji odpowiedzialny jest nadrzędny system kontroli Grid Managment System. System ten kontroluje również w szerokim zakresie współpracę elektrowni z systemem zarówno pod względem realizacji wymogów operatorskich, w tym koordynacji zachowania się elektrowni podczas stanów zakłóceniowych, zachowania parametrów jakości energii oraz możliwości regulacyjnych mocy i częstotliwości, napięcia i mocy biernej [5]. Wizualizację podstawowych bloków funkcjonalnych elektrowni E70 przedstawia rys. 1. Struktura sieci wewnętrznej 30 kV podzielona jest na dwa promienie po 7 oraz 8 elektrowni E70, przy czym w każdym promieniu istnieje jedna elektrownia wyposażona dodatkowo w układ statycznej kompensacji mocy biernej STATCOM (ang. Static Compensator). W rozdzielni 30 kV zainstalowano regulowany dławik kompensacyjny SN. Farma przyłączona jest do sieci dystrybucyjnej 110 kV linią kablową do GPZ-u Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD). Farmy nie obejmuje regulacja nadrzędna w ramach automatyki stacyjnej, tzn. automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej w węźle wytwórczym (ARNE – Automatyczna Regulacja Napięcia Elektrowni) oraz automatycznej regulację napięcia w sieci, wykorzystująca regulacji napięcia transformatora (ARST – Automatyczna Regulacja Stacji Transformatorowej). Dodatkowo położenie farmy w pobliżu dużej klasycznej elektrowni sprawia, że warunki sieciowe należy uznać za sztywne i w dużej mierze wymuszane przez pracę elektrowni systemowej. Pomiary wykonano w obwodach wtórnych przekładników napięciowych i prądowych strony wysokiej transformatora sieciowego 110 kV (wyprowadzenie mocy do systemu) oraz dodatkowo po stronie niskiej transformatora sieciowego 30 kV. Rejestracji dokonano za pomocą urządzeń klasy A, skonﬁgurowanych do zapisu ciągłego danych z uśrednianiem 1 min, 10 min, 15 min oraz wartości skutecznych 200 ms z wykorzystaniem algorytmu półokresowego. Dodatkowo wyzwalano rejestrację 0,8 s oscyloskopowych sygnałów napięć i prądów, w zależności od przyjętych przekroczeń poziomów, w celu wychwycenia i zapamiętania zakłóceń. Podział czasu rejestracji wynosi 0,2 s/0,6 s, gdzie 0,2 s obejmuje czas przed stanem przejściowym. Częstotliwość próbkowania: 10 240 Hz. Lokalizację punktów pomiarowych na schemacie wyprowadzenia mocy z farmy przedstawia rys. 2.

0,4 kV

30 kV

Rys. 1. Wizualizacja podstawowych bloków funkcjonalnych elektrowni E70

Dynamiczne aspekty pracy farmy wiatrowej – pomiary i analizy

Rys. 2. Przyłączenie farmy wiatrowej do systemu oraz lokalizacja układów pomiarowych

3. ANALIZA TEORETYCZNA MOŻLIWOŚCI TECHNICZNYCH PODTRZYMANIA PRACY FARMY W SIECI Chcąc omówić pracę farmy w warunkach zakłóceniowych, należy zwrócić uwagę na współdziałanie grupy zabezpieczeń elektroenergetycznych podstawowych, chroniących poszczególne elektrownie i wreszcie farmę, oraz zabezpieczeń od skutków zakłóceń w systemie. W grupie zabezpieczeń podstawowych znajdują się m.in. zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i bezzwłoczne, zabezpieczenia od zwarć doziemnych, zabezpieczenia od przepięć i zabezpieczenia temperaturowe. Do grupy zabezpieczeń od skutków zakłóceń w systemie należą zabezpieczenia podnapięciowe, nadnapięciowe, podczęstotliwościowe, nadczęstotliwościowe. Rola zabezpieczeń od skutków zakłóceń w systemie obejmuje zarówno ochronę farmy, jak np. zabezpieczenie nadnapięciowe, ale również zapobieganie zbędnemu wyłączaniu farmy z pracy w systemie. Cel ten nabiera szczególnego znaczenia w sieciach słabszych, gdzie farma może pełnić rolę wzmacniającą, lub w systemach o dużym nasyceniu lokalnym farm. Najczęściej podawane przykłady dotyczą podtrzymania pracy farmy mimo spadku częstotliwości na skutek ubytku mocy w systemie lub zachowania się elektrowni w obliczu zwarć w systemie. Szybkie wyłączenie farmy przez zabezpieczenia podczęstotliwościowe mogłoby prowadzić do dalszego niezbilansowania mocy czynnej i głębszego spadku częstotliwości. Natomiast zwarcia w systemie rozpoznawane są przez zabezpieczenia podnapięciowe elektrowni jako obniżenie napięcia. Jednocześnie zwarciowa automatyka zabezpieczeniowa systemowa (stacyjna) reaguje na zwarcie w czasie relatywnie krótkim (kilkadziesiąt – sto kilkadziesiąt milisekund). Podobnie więc szybkie wyłączenie elektrowni przez zabezpieczenia podnapięciowe elektrowni, w czasie krótszym niż likwidacja zwarcia przez automatykę systemową, może wprowadzić dodatkową deregulację w systemie [6, 7]. Ostatecznie dla elektrowni wiatrowych opracowano i podano w IRiESP oraz IRiESD, zwanych również Kodeksami Sieci (Grid Codes), proﬁle punktu pracy elektrowni ze względu na warunki częstotliwościowe i napięciowe w punkcie przyłączenia. Rys. 3 ilustruje warunki napięciowe w postaci charakterystyki U = f (t) wymaganego zakresu podtrzymania pracy elektrowni wiatrowej w przypadku wystąpienia zakłócenia w sieci, skutkującego obniżeniem napięcia (najczęściej z powodu zwarć). Dla zakłóceń o wartościach napięć i czasie trwania lokującym je w obszarze nad krzywą praca farmy powinna być podtrzymana [1, 2].

Rys. 3. Charakterystyki U = f (t) wymaganego zakresu pracy elektrowni wiatrowej w przypadku wystąpienia zakłócenia w sieci (IRiESP oraz IRiESD)

Jak podają dane producenta i literaturowe [5, 8, 9], w rozwiązaniu elektrowni Enercon istnieje możliwość rozszerzenia możliwości głównego układu konwersji AC-DC-AC (WEC+FACTS) o cechy charakterystyki przejścia elektrowni przez podnapięciowe warunki zakłóceniowe w postaci opcji UVRT (Under Voltage Ride Through). Producent podaje możliwości tego rozwiązania do 5 s zakłócenia, tak jak zdeﬁniowano na charakterystyce operatora systemowego. Ze względu na odseparowanie strony generacji od punktu przyłączenia do wewnętrznej sieci nn, przez połączenie stałoprądowe, istnieje możliwość pracy wirnika i przekształtnika niezależnie od warunków napięciowych. W celu podtrzymania kontroli procesu konwersji AC-DC-AC oraz pracy urządzeń technicznych do części stałoprądowej podłącza się wewnętrzny układ podtrzymania zasilania UPS. Rozwiązanie układu WEC+FACTS daje elastyczne możliwości produkcji mocy czynnej lub mocy biernej w trakcie zakłócenia od strony sieci. Podtrzymanie pracy elektrowni podczas zwarcia w systemie może przebiegać według czterech scenariuszy: • podtrzymanie produkcji mocy czynnej i biernej ze stałą relacją P/Q • podtrzymanie produkcji tylko mocy czynnej • głównie „wstrzykiwanie” mocy biernej • tryb zerowej mocy (ZPM Zero Power Mode). Opisywane przez producenta możliwe tryby pracy elektrowni w warunkach podnapięciowych są ograniczone charakterystyką dopuszczalną U = f (t) oraz zadziałaniem pozostałych zabezpieczeń, zarówno z grupy podstawowej, jak i dedykowanych współpracy z siecią.

Rys. 4. Analiza teoretyczna możliwości podtrzymania pracy elektrowni E70 podczas zwarcia przy wykorzystaniu regulacji UVRT

Dynamiczne aspekty pracy farmy wiatrowej – pomiary i analizy

W pierwszym trybie na skutek obniżenia warunków napięciowych następuje ograniczenie mocy czynnej i biernej ze stałym współczynnikiem mocy. W drugim trybie ograniczenie dotyczy mocy czynnej, ale przy zerowych wartościach mocy biernej. W warunkach brzegowych układ konwersji energii przechodzi z trybu zasilania sieci mocą czynną do „wstrzykiwania” do sieci prądu biernego i to do zakresu mocy znamionowych. W ten sposób możliwa jest realizacja jednej z najnowszych koncepcji wykorzystania elektrowni wiatrowych jako źródła mocy biernej i wsparcia pracy systemu podczas zwarcia. Należy jednak podkreślić, że takie wykorzystanie zależy od lokalizacji elektrowni w systemie pod względem rozpływów mocy. Innym trybem pracy rozwiązania UVRT jest praca w tzw. trybie zerowej mocy ZPM (Zero Power Mode). Ten tryb pracy układu UVRT powoduje zatrzymanie wstrzykiwania prądu biernego do systemu oraz brak produkcji mocy czynnej. W wielu wypadkach uwarunkowane jest to charakterystyką punktu przyłączenia i wymogami warunków technicznych przyłączenia. Istnieje również możliwość kombinacji trybów pracy układu UVRT, np. z początkiem zwarcia następuje aktywna praca układu UVRT, a przy bardzo małym poziomie napięcia układ przechodzi to trybu ZPM, gotów do ponownej aktywacji, jeśli podczas 5 s przemijania zwarcia następuje zgodność z wymaganą charakterystyką U = f (t).

4. POMIARY RZECZYWISTE W trakcie przeprowadzanych pomiarów zarejestrowano zdarzenia w sieci, głównie widziane od strony farmy, jako krótkie zapady napięcia. Do analiz i prezentacji dynamiki pracy farmy wybrano zdarzenie o najdłuższym czasie trwania i największej głębokości zapadu napięcia, tj. zapad wywołany przemijającym zwarciem doziemnym przemijającym w fazie L1 sieci 110 kV. Szczegóły zdarzenia oraz parametrów rejestracji w WPP 110 kV przedstawia tab. 1. Tab. 1. Charakterystyka wybranego zdarzenia oraz parametrów rejestracji w WPP 110 kV Charakterystyka zarejestrowanego zakłócenia Rodzaj zakłócenia

Data, godzina

Parametr 1

Parametr 2

Warunki

Zapad napięcia 3-f o znaczącym zapadzie w fazie L1

22.05.2010 20:07:50.85

Czas trwania zapadu 159,90 ms

Napięcie w zapadzie L1 P = 3,7 MW 40,26 kV Q = -0,2 Mvar

Parametry rejestracji Rejestracja wyzwalana sygnałów oscyloskopowych napięć i prądów

długość rejestracji 0,8 s z podziałem na 0,2 s przed rozpoczęciem zdarzenia i 0,6 s po zdarzeniu; częstotliwość próbkowania 10,240 kHz (rozdzielczość czasowa 0,0976 ms, 2048 próbek na 10 okresów składowej podstawowej)

Rejestracja ciągła wartości skutecznych rms

algorytm półokresowy, interwał uśredniania 200 ms, rozdzielczość czasowa 1 wartość na 10 okresów składowej podstawowej

W efekcie omawianego zdarzenia sieciowego zarejestrowano udar prądowy z ok. 20 A na fazę przed zdarzeniem do około 140 A po zdarzeniu oraz zapad napięcia w fazie L1 do wartości 40,26 kV, tj. 63, 4% fazowego skutecznego napięcia znamionowego strony 110 kV, o czasie trwania 160 ms. Następnie nastąpiło odłączenie farmy od systemu, a ponowne załączenie farmy na sieć miało miejsce po ok. 4 minutach od wyłączenia.

Rys. 5. Fragment przebiegów napięć i prądów zarejestrowanych w WPP 110 kV podczas przemijającego zwarcia doziemnego w fazie L1 po stronie sieci

Rys. 6. Ocena warunków produkcji mocy w WPP 110 kV podczas zwarcia 1-f ze względu na tryb pracy farmy „ze stałym współczynnikiem mocy”

Rys. 7. Ocena warunków napięciowych w WPP 110 kV podczas zwarcia 1-f ze względu na wymagania charakterystyki U = f (t) IRiESD, IRiESP

Omawiany przypadek zwarcia od strony sieci widziany jest od strony farmy jako przemijający zapad napięcia. Parametry tego zjawiska, tj. głębokość i czas trwania zapadu, lokują go na wymaganej przez IRiESP oraz IRiESD charakterystyce U = f (t) w obszarze podtrzymania pracy farmy. Współpraca zabezpieczeń podstawowych, w tym nadprądowych, i od skutków zdarzeń w systemie nie pozwala jednak na podtrzymanie pracy farmy podczas tego zjawiska. Przedstawiona analiza teoretyczna możliwości i trybów sterowania układem AC-DC-AC w doposażeniu regulacji UVRT wykazuje szerokie możliwości współpracy farmy z systemem w scenariuszu podtrzymania pracy. Obecnie jednak farma pracuje w trybie regulacji stałego współczynnika mocy, a podtrzymanie nie jest realizowane.

Dynamiczne aspekty pracy farmy wiatrowej – pomiary i analizy

5. PODSUMOWANIE Wymagania stawiane współpracy farm wiatrowych z systemem elektroenergetycznym obejmują wiele zagadnień i podlegają dyskusji. Prezentowany w pracy aspekt oceny możliwości produkcyjnych mocy czynnej i biernej farmy wiatrowej 30 MW, wyposażonej w układy energoelektroniczne elastycznego sterowania mocą, pozostaje w konfrontacji z obowiązującymi wymaganiami instrukcji ruchu i eksploatacji utrzymywania współczynnika mocy tgφ na poziomie 0, 4. Spełnienie tego wymogu bardzo silnie ogranicza możliwości elastycznej regulacji mocy biernej. Rozważanie udziału farm wiatrowych o mocy mniejszej niż 50 MW w systemowych procesach regulacyjnych wymagałoby opracowania strategii dopasowania współczynnika mocy. Omawiane w pracy zagadnienia są wkładem w szeroko rozpoczętą dyskusję nad inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi, w szczególności w zakresie aktywnej integracji źródeł rozproszonych z systemem elektroenergetycznym w postaci tzw. elektrowni wirtualnych.

BIBLIOGRAFIA 1. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD) PGE Dystrybucja Łódź-Teren SA, zatwierdzona uchwałą z 154/2008 z dnia 11.06.2008, w szczególności załącznik 3: Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej wraz z punktem 7 załącznika: Dodatkowe wymagania dla elektrowni wiatrowych. PGE Dystrybucja Łódź-Teren SA. 2. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowych (IRiESP) – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci (wersja 1.2, z dnia 17.03.2007 uwzględnia zmiany wprowadzone kartami aktualizacji K/1/2007, K/2/2007), a w szczególności punkt II.B.3.3.3. Wymagania techniczne i warunki pracy farm wiatrowych, PSE SA Operator. 3. Gawdzik M., Rumik A., Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk – folder informacyjny. 4. Portal EW Kamieńsk http://www.ewk.pl. 5. Grid integration and wind farm management – folder, http://www.enercon.de. 6. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT 2009. 7. Grządzielski I., Sposoby kompensacji mocy biernej farm wiatrowych, Nowoczesne elementy układów przyłączeniowych do systemu elektroenergetycznego – przyłączanie farm wiatrowych, Międzynarodowe Targi Energetyki Expopower, Poznań, 2010. 8. Hartge S., Wachtel S., Technical and economical beneﬁts of wind energy converters with FACTS capabilities for power system and the grid integration of wind power, EWEC Conference 2007. 9. Wachtel S., Wind energy converters with FACTS capabilities and their options for the grid integration of wind power into power systems, NZ Wind Energy Conference 2010. 10. Pudjianto D., Ramsay C., Strbac G., Microgrids and virtual power plants: concepts to support the integration of distributed energy resources, Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Journal of Power and Energy, volume 222, no. 7, 2008. 11. www.encorp.com – Encorp Corporation: Virtual Power Plant – Product and Technical Data Sheet.

Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

Autorzy / Biograﬁe

Rafał Tarko Kraków / Polska

Wiesław Nowak Kraków / Polska

Waldemar Szpyra Kraków / Polska

Studia magisterskie na kierunku elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka, ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH (2001). Stopień naukowy doktora uzyskał na tym samym wydziale (2007). Od 2001 roku pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego główne zainteresowania naukowe dotyczą analizy narażeń eksploatacyjnych i elektromagnetycznych stanów przejściowych w układach elektroenergetycznych.

Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej. Tytuł zawodowy mgr. inż. (1988), a następnie stopnie naukowe doktora (1995) oraz doktora habilitowanego (2006) w zakresie elektrotechniki uzyskał na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH. Od 1987 zatrudniony jest w Akademii Górniczo-Hutniczej, obecnie na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Jego specjalnością naukową jest elektroenergetyka, a główne zainteresowania naukowe dotyczą komputerowego modelowania i analizy stanów dynamicznych w układach elektroenergetycznych.

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

Mariusz Benesz Kraków / Polska

Andrzej Makuch Kraków / Polska

Studia magisterskie na kierunku elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka, ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki Elektroniki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (2006). Od 2008 roku pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Jego zainteresowania dotyczą szeroko rozumianej problematyki narażeń eksploatacyjnych w układach elektroenergetycznych.

Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki, kierunek elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka, w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (2010). Od 2010 roku pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Jego główne zainteresowania dotyczą komputerowego modelowania automatyki zabezpieczeniowej.

Ferrorezonans jako źródło zakłóceń i awarii w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć

FERROREZONANS JAKO ŹRÓDŁO ZAKŁÓCEŃ I AWARII W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ dr inż. Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie dr hab. inż. Wiesław Nowak / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie dr inż. Waldemar Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie mgr inż. Mariusz Benesz / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie mgr inż. Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

1. WSTĘP Zjawisko ferrorezonansu ma miejsce, gdy rdzeń ferromagnetyczny wewnątrz urządzeń elektroenergetycznych – przede wszystkim przekładników napięciowych oraz nieobciążonych transformatorów – pracuje w warunkach nasycenia, a indukcyjność staje się w tej sytuacji elementem nieliniowym. W praktyce ferrorezonans może zostać zainicjowany nawet przez chwilowe wprowadzenie rdzenia w nasycenie, np. w wyniku czynności łączeniowych lub zmiany wartości napięcia wskutek doziemienia. Pomimo że zjawisko to znane jest w elektroenergetyce od lat 30. ubiegłego wieku, to do chwili obecnej nie sprecyzowano skutecznych kryteriów diagnozowania możliwości jego występowania oraz sposobów przeciwdziałania [1, 2]. Ferrorezonans stanowiący istotne źródło zakłóceń i awarii w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć, np. [3], jest groźny w skutkach z dwóch zasadniczych powodów: • znacznego nasycenia rdzenia, co może prowadzić np. do cieplnego zniszczenia uzwojenia pierwotnego przekładników napięciowych • powstawania (niejednokrotnie długotrwałych) przepięć ferrorezonansowych o charakterze dorywczym. Ponadto wzrost potencjału punktu neutralnego powoduje również, że w układzie pojawia się składowa zerowa napięcia, mogąca fałszować działania układów zabezpieczeń ziemnozwarciowych [4]. W referacie przedstawiono analizę ferrorezonansu, który wystąpił w sieci rozdzielczej o napięciu 6 kV i doprowadził do zakłóceń w pracy tej sieci. Analizę przeprowadzono na podstawie opracowanych dla programu EMTP-ATP modeli układu sieci oraz wyników badań symulacyjnych, mających na celu określenie warunków i skutków występowania ferrorezonansu, jak i sposobów jego eliminacji.

2. CHARAKTERYSTYKA ANALIZOWANEGO UKŁADU – GENEZA PROBLEMU Przedmiotem analizy jest fragment sieci elektroenergetycznej o napięciu 6 kV, zasilany ze stacji 110/6 kV (GPZ) oraz z elektrociepłowni (EC). Uproszczony schemat rozdzielni SN przedstawiono na rys. 1. GPZ zasilany jest przez transformatory o przekładni 115±10%/6,3 kV (TR-1) oraz 115±10%/6,6 kV (TR-2) o mocy 16 MVA każdy. W elektrociepłowni pracuje generator o mocy 11, 4 MVA. Łączna długość linii kablowych SN w tym układzie wynosi ponad 60 km. Analizowana sieć pracuje z izolowanym punktem neutralnym, przy czym wartość prądu ziemnozwarciowego sieci zasilanej w układzie normalnym z transformatora nr 1 wynosi Ic1 = 52,05 A, natomiast dla sieci zasilanej z transformatora nr 2 wartość ta wynosi Ic2 = 40,99 A.

Streszczenie Artykuł dotyczy analizy sieci elektroenergetycznych średnich napięć, która przeprowadzona została w celu rozpoznania warunków eksploatacji w aspekcie występowania ferrorezonansu. Zaprezentowano udokumentowany przypadek wystąpienia ferrorezonansu, który doprowadził

do uszkodzenia przekładników napięciowych. Analizę przeprowadzono na podstawie opracowanego modelu układu sieci oraz wyników badań symulacyjnych, mających na celu określenie warunków i skutków występowania ferrorezonansu, jak i sposobów jego eliminacji.

Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

Rys. 1. Uproszczony schemat rozdzielni SN analizowanej sieci

W sieci 6 kV miało miejsce zakłócenie, które doprowadziło do awarii (eksplozji) przekładników napięciowych w polach pomiarowych (pola 0 i 16), w rozdzielni 6 kV GPZ oraz w rozdzielni elektrociepłowni (pola 12 i 17). Przyczyną tego zakłócenia było zwarcie w linii kablowej zasilanej z GPZ (pole 24) i otwarcie wyłącznika w tym polu, na skutek zadziałania zabezpieczenia przetężeniowego oraz ziemnozwarciowego. Kilka minut po wyłączeniu linii nastąpiło wyłączenie transformatora nr 2 w wyniku zadziałania zabezpieczenia zwarciowego oraz przetężeniowego. W wyniku zadziałania automatyki SZR sieć została przełączona na zasilanie z transformatora nr 1. Na podstawie tego pasma zdarzeń można postawić hipotezę, że w linii kablowej doszło początkowo do zwarcia doziemnego, które przerodziło się w zwarcie dwufazowe z ziemią. Natomiast po odłączeniu uszkodzonej linii kablowej w sieci wzbudził się nietłumiony (długotrwały) ferrorezonans, który spowodował poważne przeciążenie uzwojeń pierwotnych przekładników napięciowych, włączonych doziemnie, i w konsekwencji ich uszkodzenie. Rozerwanie przekładników w rozdzielni 6 kV w GPZ (po kilku minutach od odłączenia uszkodzonej linii kablowej) doprowadziło do zwarcia szyn w polu pomiarowym i zadziałania automatyki SZR, która zmieniła układ pracy rozdzielni z normalnego na awaryjny (zasilany z transformatora TR-1). Analiza wyników obliczeń symulacyjnych, zaprezentowana w dalszej części artykułu, dowodzi prawdziwości postawionej tezy o przyczynach awarii zaistniałej w sieci 6 kV.

3. MODEL KOMPUTEROWY ANALIZOWANEJ SIECI 6 KV Model analizowanej sieci 6 kV został opracowany w programie symulacyjnym EMTP-ATP (ang. ElectroMagnetic Transients Program). Ponieważ wstępna analiza zakłóceń w GZP wskazywała na zjawisko ferrorezonansu jako przyczynę uszkodzeń przekładników napięciowych, dlatego w opracowywanym modelu uwzględniono nieliniową zależność od napięcia prądu magnesowania rdzeni przekładników napięciowych. Na podstawie danych rzeczywistej sieci oraz na podstawie przygotowanych modeli przekładników napięciowych opracowano model układu 6 kV (rys. 2), w skład, którego wchodzą: • GPZ • linie kablowe 6 kV wychodzące z GPZ • rozdzielnia 6 kV elektrociepłowni EC.

Ferrorezonans jako źródło zakłóceń i awarii w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć

Rys. 2. Model analizowanej sieci 6 kV w programie ATPDraw

Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

Parametry odwzorowanych elementów układu zostały zaimplementowane na podstawie szczegółowych planów sieci elektroenergetycznej, kart katalogowych zainstalowanych w niej urządzeń oraz pomiarów laboratoryjnych przekładnika napięciowego pracującego w analizowanej sieci SN. Realizacja celu analizy wymagała dokładnego odwzorowania wszystkich elementów sieci mogących mieć wpływ na przebiegi napięć i prądów w stanach nieustalonych, a więc mogących wywołać zaistniałą awarię przekładników. Elementami odwzorowanymi w modelu są w szczególności: • system elektroenergetyczny 110 kV • transformatory 110/6 kV zainstalowane w GPZ, odwzorowane w procedurze BCTRAN • linie kablowe łączące poszczególne stacje zasilane z GPZ, odwzorowane w procedurze CABLE CONSTANTS • przekładniki napięciowe • układ do tłumienia ferrorezonansu. Na podstawie uzyskanych wyników pomiarów przekładników napięciowych 6 kV opracowano model komputerowy, będący podstawą do dalszej analizy pracy sieci i badań symulacyjnych. Na potrzeby opracowania modelu wykonano pomiary charakterystyk magnesowania oraz napięć zwarcia przekładnika napięciowego 6 kV (takiego samego typu jak przekładniki zainstalowane w rozdzielni) o następujących danych znamionowych: • napięcie znamionowe uzwojenia pierwotnego U1n : 6000/√3V • napięcie znamionowe uzwojenia wtórnego U2n : 100/√3V • napięcie znamionowe uzwojenia dodatkowego U2dn : 100/3 V • klasa: 0,5 • moc znamionowa: 50 VA. W tab. 1 przedstawiono wyniki pomiarów prób zwarcia pomiędzy poszczególnymi parami uzwojeń. Natomiast zmierzoną od strony uzwojenia wtórnego charakterystykę magnesowania przekładnika przedstawiono na rys. 3. Tab. 1. Wyniki prób zwarcia przekładnika napięciowego 6 kV Zaciski A – N uzwojenia pomiarowego

Zaciski a – n uzwojenia wtórnego

Zaciski da – dn uzwojenia dodatkowego

U, V

I, A

P, W

cosφ

zwarte

zasilane

rozwarte

5, 48

2,93

14,18

0,96

rozwarte

zasilane

zwarte

6,88

3,36

0,88

zwarte

rozwarte

zasilane

2,78

1,93

4,76

0,89

6000 5000

I, mA

4000 3000 2000 1000 0 0

100

120

140

U, V

Rys. 3. Charakterystyka prądowo-napięciowa magnesowania przekładnika napięciowego 6 kV (zmierzona po stronie wtórnej)

Schemat modelu przekładnika napięciowego przedstawiono na rys. 4. W skład modelu wchodzą następujące elementy: • impedancja rozproszenia ZH uzwojenia pierwotnego

Ferrorezonans jako źródło zakłóceń i awarii w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć

impedancja rozproszenia Z’T uzwojenia wtórnego, sprowadzona na stronę pierwotną impedancja rozproszenia Z’L uzwojenia dodatkowego, sprowadzona na stronę pierwotną rezystancja RFe reprezentująca straty w rdzeniu przekładnika nieliniowa reaktancja Xm odwzorowująca charakterystykę magnesowania transformatory idealne T/1, T/2.

VT2A U

• • • • •

OT2P U

VT2B U

OT2K

Rys. 4. Schemat modelu przekładnika napięciowego

VT2C U

Rys. 5. Schemat trójfazowego układu trzech przekładników napięciowych w programie ATPDraw

Wartości parametrów powyższych elementów wyznaczone zostały na podstawie pomiarów przedstawionych w tab. 1 i na rys. 3. Natomiast schemat trójfazowego układu trzech przekładników napięciowych w programie ATPDraw przedstawiono na rys. 5. Układ ten stanowią trzy bloki VT, w których zaimplementowano modele przekładników przedstawione na rys. 4.

4. BADANIA SYMULACYJNE ANALIZOWANEJ SIECI Przedstawione wyniki symulacji zawierają przebiegi napięć i prądów istotnych z punktu widzenia działania automatyki zabezpieczeniowej oraz zagrożenia ferrorezonansem elementów sieci 6 kV. Z uwagi na zadziałanie (pobudzenie) podczas zwarcia, zarówno zabezpieczeń ziemnozwarciowych, jak i nadprądowych, założono, że doszło początkowo do doziemienia jednej fazy, które po pewnym czasie przekształciło się w zwarcie dwufazowe z ziemią. Odtworzenie stanu zakłóceniowego, zadziałanie zabezpieczeń w GPZ oraz wzbudzenie zjawiska ferrorezonansu w układzie modelowym dokonano przy następujących założeniach: • do pierwszego zaburzenia (doziemienia fazy L3 w polu 24) dochodzi po upływie 15 ms od rozpoczęcia symulacji • do drugiego zaburzenia (doziemienia fazy L2, a w konsekwencji do zwarcia międzyfazowego w polu 24) dochodzi po upływie 60 ms od rozpoczęcia symulacji • do otwarcia wyłącznika w polu 24, w którym pojawiło się podwójne zwarcie, dochodzi po upływie 100 ms od rozpoczęcia symulacji. Otrzymane przebiegi napięć fazowych oraz napięcia składowej zerowej na szynach rozdzielni 6 kV w GPZ przedstawiono na rys. 6. Z kolei na rys. 7 przedstawiono przebiegi prądów płynących po stronie pierwotnej przekładników napięciowych.

Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

80 a)

10 [kV] 5 0 -5 -10

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

0,1

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

0,3

0,4

[s]

0,5

0,3

0,4

[s]

0,5

10 [kV] 5 0 -5 -10

0,0

v:TR2B

9000 [V] 4500

-4500

-9000

0,0

0,1

0,2

200 [V] 100 0 -100 -200

0,0

0,1

0,2

Rys. 6. Przebiegi napięć po wyłączeniu zwarcia: a) UL1; b) UL2; c) UL3; d) 3U0

10 [A] 5 0 -5 -10

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

0,1

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

0,1

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

10 [A] 5

-5

-10

0,0

10 [A] 5

-5

-10

0,0

Rys. 7. Przebiegi prądów po stronie pierwotnej PN po wyłączeniu zwarcia: a) IL1; b) IL2; c) IL3

Ferrorezonans jako źródło zakłóceń i awarii w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć

Po wyłączeniu zwarcia w polu 24 wzbudzany został ferrorezonans o charakterze trwałym. O wystąpieniu tego zjawiska świadczy pojawienie się charakterystycznych przebiegów napięć fazowych (rys. 6a÷6c) oraz składowej zerowej napięcia (rys. 6d). Towarzyszy temu duży wzrost wartości prądów płynących po stronie pierwotnej przekładników napięciowych (rys. 7). Wartości szczytowe prądów po wystąpieniu ferrorezonansu dochodzą do 10 A. Tak duży prąd niewątpliwie stanowi poważne zagrożenie dla przekładników i mógł spowodować ich uszkodzenie. Możliwości wytłumienia ferrorezonansu w analizowanej sieci sprawdzono poprzez dołączenie dodatkowej rezystancji do uzwojeń dodatkowych przekładników napięciowych, połączonych w układ otwartego trójkąta. Załączenie dodatkowej rezystancji odbywa się po upływie 500 ms od rozpoczęcia symulacji (rys. 8). Przeanalizowano warianty zakładające dołączenie rezystancji o wartościach: 5 Ω, 10 Ω, 20 Ω oraz 50 Ω.

100 [V] 50

-50

-100

0,5

0,7

0,9

1,1

1,3

[s]

1,5

0,7

0,9

1,1

1,3

[s]

1,5

0,7

0,9

1,1

1,3

[s]

1,5

0,7

0,9

1,1

1,3

[s]

1,5

200 [V] 100

-100

-200

0,5

100 [V] 50

-50

-100

0,5

100 [V] 50

-50

-100

0,5

Rys. 8. Przebiegi napięć 3U0 po włączeniu rezystora: a) R = 5 Ω; b) R = 10 Ω; c) R = 20 Ω; d) R = 50 Ω

W analizowanym zakresie dołączanej rezystancji tłumiącej uwidacznia się możliwość wytłumienia zjawiska ferrorezonansu w analizowanej sieci. Wartość dołączanej rezystancji wpływa jednak na czas, w którym dochodzi do wytłumienia ferrorezonansu – wraz ze zwiększeniem dołączanej rezystancji wydłuża się czas wytłumienia, a przy znacznych wartościach (R > 50 Ω) może dojść do sytuacji, w której ferrorezonans nie będzie tłumiony. Z przeprowadzonej analizy wynika, że optymalną wartością dołączanej rezystancji jest wartość 10 Ω (czas wytłumienia wynosi ok. 1 s).

Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

5. PODSUMOWANIE Zjawiska ferrorezonansowe z udziałem przekładników napięciowych najczęściej występują w sieciach z izolowanym punktem neutralnym, dlatego eksploatacja przekładników napięciowych w sieciach rozdzielczych średniego napięcia niesie niebezpieczeństwo ich uszkodzenia na skutek wzrostu prądu w uzwojeniu pierwotnym. Opracowany model sieci 6 kV pozwolił na przeprowadzenie badań symulacyjnych i analizy, z których wynikają następujące wnioski: • możliwe jest wzbudzenie ferrorezonansu w wyniku takich stanów zakłóceniowych jak zwarcia • możliwe jest długotrwałe utrzymywanie się ferrorezonansu, prowadzące w efekcie do zniszczenia przekładników napięciowych • możliwe jest tłumienie ferrorezonansu poprzez zastosowanie odpowiednich urządzeń tłumiących. Skuteczne tłumienie stanów ferrorezonansowych, poprzez zastosowanie rezystora tłumiącego, wymaga doboru rezystancji o bardzo małej wartości. Jest to często wartość zbyt mała z punktu widzenia wymaganej odporności przekładników na stan długotrwałego zwarcia doziemnego w sieci. Z tego powodu w praktyce stosuje się rezystory o rezystancji na poziomie 20 Ω, zapewniające tłumienie stanów ferrorezonansowych w większości typowych sytuacji, lecz niezapewniające stuprocentowej skuteczności. W celu rozwiązania tego problemu niektórzy producenci oferują urządzenia tłumiące, zastępując tradycyjnie stosowany rezystor przez układ, którego rezystancja dostosowuje się aktywnie do warunków pracy. Urządzenia te działają w następujący sposób [3]: gdy składowa zerowa ma niewielką wartość (wynikającą z asymetrii w warunkach normalnej pracy sieci), urządzenie reprezentuje bardzo dużą rezystancję. Gdy pojawia się składowa zerowa na poziomie przewyższającym strefę nieczułości urządzenia, rezystancja spada do poziomu skutecznie wytłumiającego stan ferrorezonansowy. W przypadku, gdy składowa zerowa, obecna w obwodzie otwartego trójkąta, utrzymuje się przez czas dłuższy, urządzenie samoczynnie przechodzi w stan wysokoomowy, nie stanowiąc zbędnego obciążenia dla przekładników. Po ustąpieniu przyczyny asymetrii urządzenie samoczynnie powraca do stanu początkowego.

BIBLIOGRAFIA 1. Irvani M.R. i wsp., Modeling and analysis guidelines for slow transients – Part III, The study of ferroreso-

nance, IEEE Trans. on PWRD, 2000, vol. 15, no. 1, pp. 255–265 2. Ben-Tal A., Kirk V., Wake G., Banded chaos in power systems, IEEE Trans. on PWRD, 2001, vol. 16, no. 1, pp. 105–110. 3. Piasecki W., Florkowski M., Fulczyk M., Mahonen P., Luto M., Nowak W., Mitigating Ferroresonance in Voltage Transformers in Ungrounded MV Networks, IEEE Trans. on PWRD, 2007, vol. 22, no. 4, pp. 2362–2369. 4. Moskwa S., Nowak W., Tarko R., Modelowanie i analiza układu sieci średniego napięcia dla oceny warunków i skutków występowania ferrorezonansu oraz sposobów jego eliminacji, Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, 2009, nr 26, s. 101–104.

INFORMACJE DLA AUTORÓW ��

��

� ��

� Przypisy.��

2. STRESZCZENIE

��

3. BIOGRAM

��

4. FOTOGRAFIE

��

5. PLIKI GRAFICZNE

��

etica.org

energ www. acta