Acta Energetica Power Engineering Quarterly 3/12 (September 2012) by ENERGA SA

3/12 (2012)

YEAR 4

ISSN 2300-3022

Publisher

Patronage

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

ENERGA SA

Academic Consultants

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and Typesetting Art Design Maciej Blachowski Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

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

Electronic Media

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

Information about the oryginal version

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

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

From the Chief Editor The Stone Age did not end due to lack of material. It can be expected that the era of coal as an energy source will also end well before its resources are exhausted. So may the pace and present level of development of so-called renewable energy sources. It can (should) even be perceived as a sort of boom in the power sector. In addition to the energy sources development, increasingly entering the phase of implementation are so-called smart grids, including the HAN (Home Area Network), as well as electric cars as part of the HAN zone, and at the same time as potential energy storage. Mutual interlocking of different technologies and engineering solutions is huge. Touching upon one of them – in terms of research – you inevitably become acquainted with others. That is why publications in this field address so differentiated subjects. This issue of Acta Energetica is an example. In this issue we present also works of young scientists (winners of scholarships sponsored by ENERGA SA Company) and winners of the ”Electricical energy in the future. A vision of 2050”, also organised by ENERGA SA. Enjoy reading! Zbigniew Lubośny Chief Editor of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Epoka kamienia łupanego nie zakończyła się z powodu braku materiału. Można się spodziewać, że epoka węgla jako źródła energii również się zakończy, zanim wyczerpane zostaną jego zasoby. Wskazywać na to może tempo i obecny poziom rozwoju tzw. odnawialnych źródeł energii. Można (należy) tu mówić nawet o swego rodzaju boomie w elektroenergetyce. Oprócz rozwoju źródeł energii w fazę implementacji zaczynają wchodzić tzw. sieci inteligentne, a w tym tzw. strefa HAN (ang. Home Area Network), a także samochody elektryczne jako element strefy HAN i równocześnie potencjalnie jako zasobniki energii. Wzajemne zazębianie się różnych technologii i rozwiązań technicznych jest ogromne. Dotykając – w sensie badań – rozważań dotyczących jednego, nie sposób nie otrzeć się o inne. Dlatego też publikacje w tej dziedzinie są tak, w sensie tematyki, różnorodne. Niniejszy numer Acta Energetica jest tego przykładem. W numerze tym prezentujemy również prace młodych naukowców (zdobywców stypendiów ufundowanych przez Spółkę ENERGA SA) oraz laureatów konkursu „Energia elektryczna w przyszłości. Wizja roku 2050”, organizowanego również przez Spółkę ENERGA SA. Zapraszam do lektury. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents SMART MV/LV DISTRIBUTION TRANSFORMER FOR SMART GRID WITH ACTIVE PROSUMER PARTICIPATION Marek Adamowicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 APPLICATION OF MARKAL MODEL TO OPTIMISATION OF ELECTRICITY GENERATION STRUCTURE IN POLAND IN THE LONG-TERM TIME HORIZON PART I – CONCEPT OF THE MODEL Marcin Jaskólski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 INFLUENCE OF OPERATION OF NATIONAL EXPERIMENTAL NUCLEAR REACTOR ON NATURAL ENVIRONMENT Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak, Marcin Jaskólski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 EXPEDIENCE OF USING REACTIVE POWER SOURCES INSTALLED IN AN MV GRID FOR V AND Q CONTROL Robert Małkowski, Zbigniew Szczerba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 THE USE OF DISTRIBUTED SOURCES INSTALLED IN AN MV NETWORK FOR V AND Q CONTROL – STEADY STATE OPERATION Robert Małkowski, Artur Zbroński . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 WAMS – BASED CONTROL OF PHASE ANGLE REGULATOR INSTALLED IN TIE-LINES OF INTERCONNECTED POWER SYSTEM Łukasz Nogal, Jan Machowski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 IDENTIFICATION AND NON-INTEGER ORDER MODELLING OF SYNCHRONOUS MACHINES OPERATING AS GENERATOR Szymon Racewicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 ELECTRICAL ENERGY IN THE FUTURE. A VISION OF 2050 Sławomir Królikowski, Błażej Walczak, Adrian Wójcik, tutor: Andrzej Aftański . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

Spis treści INTELIGENTNY TRANSFORMATOR DYSTRYBUCYJNY SN/nn DLA SIECI SMART GRID O AKTYWNYM UDZIALE PROSUMENTÓW Marek Adamowicz.................................................................................................................................................................................................................10 ZASTOSOWANIE MODELU MARKAL DO OPTYMALIZACJI STRUKTURY WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W DŁUGOTERMINOWYM HORYZONCIE CZASOWYM CZĘŚĆ I – KONCEPCJA MODELU Marcin Jaskólski .....................................................................................................................................................................................................................21 WPŁYW PRACY DOŚWIADCZALNEGO REAKTORA JĄDROWEGO NA KRAJOWE ŚRODOWISKO NATURALNE Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak, Marcin Jaskólski .........................................................................................................................................................32 CELOWOŚĆ WYKORZYSTANIA ŹRÓDEŁ MOCY BIERNEJ ZAINSTALOWANYCH W SIECI SN DO REGULACJI U I Q Robert Małkowski, Zbigniew Szczerba ..............................................................................................................................................................................41 WYKORZYSTANIE ŹRÓDEŁ ROZPROSZONYCH ZAINSTALOWANYCH W SIECI SN DO CELÓW REGULACJI U I Q – PRACA W STANIE USTALONYM Robert Małkowski, Artur Zbroński ....................................................................................................................................................................................53 STEROWANIE REGULATORÓW KĄTA PRZESUNIĘCIA FAZOWEGO ZAINSTALOWANYCH W LINIACH MIĘDZYSYSTEMOWYCH ZA POMOCĄ SYGNAŁÓW WAMS Łukasz Nogal, Jan Machowski .............................................................................................................................................................................................68 IDENTYFIKACJA I MODELOWANIE RZĘDU NIECAŁKOWITEGO MASZYN SYNCHRONICZNYCH PRACUJĄCYCH JAKO GENERATOR Szymon Racewicz ..................................................................................................................................................................................................................81 ENERGIA ELEKTRYCZNA W PRZYSZŁOŚCI. WIZJA ROKU 2050 Sławomir Królikowski, Błażej Walczak, Adrian Wójcik, opiekun: Andrzej Aftański ................................................................................................94

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 4–9

Smart MV/LV distribution transformer for Smart Grid with active prosumer participation

Author Marek Adamowicz

Keywords Smart Grid, distribution transformer, power electronics

Abstract With the development of distribution networks and their gradual transformation into intelligent Smart Grid type networks the relevance and share of controlled power converter systems used as interfaces between energy sources and the grid, and between grid and the recipients, will grow. This paper elaborates on the concept of replacing conventional 50 Hz distribution transformers with intelligent distribution transformers. A solution of a three-stage smart distribution transformer of modular design is proposed, oriented to connecting prosumers as active recipients of electricity with enhanced requirements, and owners of small renewable energy systems (RES). Two active stages: AC-DC on the MV side and DC-AC on the LV side provide the ability to compensate reactive power and shape voltage parameters. The simulation results presented here confirm that the smart transformer’s intermediate stage, through the use of isolated DC-DC converters with high-speed semiconductor devices, provides the ability to quickly adjust the power flow between the primary and secondary sides.

1. Introduction In the coming years distribution grids will be subject to upgrades to improve power supply’s reliability and efficiency, and to allow greater consumer involvement in its generation and more effective use. One of the most important European Union policy objectives for 2020 in this respect is to convert the existing distribution grids to Smart Grids [1, 2] that integrate the behaviours and actions of all users connected to them. Among the long-term challenges associated with the objective, the following deserve particular mention: local energy management, full integration of Smart Grids with distributed generation sources, integration with RES and central power plants, and intensification of the distributed generation connected close to end users. The need to deploy new technologies in distribution grids is related not only with the progressive increase in the number and powers of connected RES units, but also with the expected gradual increase in the number of electric car charging stations. In the latter case, particular attention should be paid to proposals of multi-vehicle quick charging stations, which due to their high power inputs might be connected to medium voltage (MV) grids. With new legislative solutions supporting the RES development, it can be expected that more and more energy consumers will decide to adopt a proactive attitude of prosumers generating electricity in small domestic plants. Also expected is an increased number of RES systems integrated with intelligent buildings. Distribution grid development strategies, such as those 4

implemented in the U.S. [3] and Germany [4], assume that in addition to the participation in power generation, prosumers will actively participate in the management of peak load in the system, making available electricity storage in their electric vehicles as part of the so-called vehicle-to-grid (V2G) infrastructure. In Denmark the V2G infrastructure development is closely related to further development of wind power, as exemplified by the E.D.I.S.O.N. pilot project implemented on the island of Bornholm [5, 6]. The E.D.I.S.O.N. project is meant to demonstrate in a separate 10 kV grid supplied from RES the feasibility of smooth interaction of the energy and transport sectors, in the framework of V2G infrastructure with the maximum total peak load of 25 MW. Work towards the transformation of distribution grids in Smart Grid are already in progress also in Poland, e.g. in the Pomeranian region [7]. In Smart Grids, RES and V2G systems can be new elements of the voltage and reactive power control systems, which requires changes in the technologies of the existing power equipment. With the Smart Grids development the relevance and share of controlled power converter systems used as interfaces between energy sources and the grid, and between grid and the recipients, will grow. High-tech power electronic devices must be used, among other applications, in electric vehicle fast charging stations and in intelligent buildings. This relates to many new challenges for power electronic equipment manufacturers [8]. Among the concepts of using modern power electronic systems

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 4–9

in Smart Grid mentioned in the literature, the concept of replacing conventional 50 Hz distribution transformers with smart distribution transformers deserves special attention [9]. Smart MV/LV distribution transformers are characterised by a compact three-stage design, including: • input stage in the form of controlled power electronic AC-DC converter on the MV side, • intermediate stage in the form of DC-DC converter with isolation implemented at high frequency in the range of 20 kHz... 50 kHz • output stage in the form of controlled power electronic DC-AC converter on the LV side. A smart distribution transformer of modular design consists of a voltage-specific number of serially connected basic low-voltage functional modules called Power Electronics Building Blocks [10], which can be built of commercially available high-speed semiconductor power devices: transistors and diodes with blocking voltages 1.2 kV or 1.7 kV. A generic diagram of the AC-DC/ DC-AC power electronics building block with galvanic isolation of the primary and secondary sides, which enables bi-directional energy flow and voltage adjustment, is shown in fig. 1.

Fig. 1. AC-DC/DC-AC power electronics building block for the application in series per phase on the MV side, and in parallel per phase on the LV side

Another smart transformer design consists in single-phase AC-DC/DC power electronics building block in series on the MV and in parallel on the LV side, that jointly provide a DC circuit on the LV side. Then energy on the LV side is converted by one or more parallel three-phase DC-AC systems with appropriate input power and circuitry. In fig. 2 a concept is shown of a three-stage smart distribution transformer design, made up of a series of single-phase AC-DC/DC modules, and a three-phase four-wire DC-AC inverter on the LV side.

Fig. 2. Concept of three-stage design of smart distribution transformer with modular structure of AC-DC and DC-DC stages and a three-phase DC-AC inverter on the LV side

Active stages: AC-DC on the MV side and DC-AC on the LV side provide the ability to compensate reactive power and shape voltage parameters. Due to its controlled converter systems, a smart distribution transformer can thus be used as the basic actuator in the process of active and reactive power control in distributed generation systems, offering new properties and features [11–15], unprecedented in conventional MV/LV distribution transformers, such as: • smooth control of supply voltage parameters • capacity of reactive power compensation • smooth control of power flow • balancing of connected systems • increased resistance to the presence of harmonics in power grid • capacity of self-regulation in the case of power inflow from connected distributed generation sources. In addition, with a buffer battery as built-in energy storage, a smart distribution transformer can be directly used, for instance, in fast EV charging systems connected to a MV grid [16], enabling seamless management of demand for power at the point of charging. Operating frequency of the semiconductor devices in a smart transformer’s different AC-DC and DC-AC stages in the order of kHz or tens of kHz allows reducing the size and cost of the passive sinusoidal filters required on the MV and LV sides. Raising the operating frequency of the DC-DC intermediate stage transistors and diodes allows, in turn, significant reduction in the size of the transformer magnetic circuits used in the smart transformer design, compared with the sizes of conventional 50 Hz transformers. Off the shelf availability of semiconductor devices with blocking voltages 1.2 kV or 1.7 kV, including silicon carbide (SiC) high-speed anti-parallel diodes [10], allows reducing the switching losses in individual modules, and achieving a satisfactory smart distribution transformer performance. It should be noted that fast transistors and diodes, including those of new semiconductor material silicon carbide, for higher blocking voltages in the range of 10 kV [17] and frequencies of tens of kHz, are currently at the development stage of laboratory prototypes. It can be expected that their further development by 2020 will enable designing power electronic devices for an MV grid in a similar way as power electronic converters are now designed for LV grids. Different topologies of basic functional modules can be found in the literature, as well as different concepts of combining them in the systems of smart MV/LV distribution transformers [9–18]. From a technical point of view, the deployment of smart distribution transformers using currently available high-speed diodes and transistors in MV grids of lowered voltage (3 to 4 kV) is justified, especially in separated pilot systems with RES, MV drives with energy recuperations or vehicle charging stations. The spectrum of processes resulting from changes in the distribution transformer technology, as well as the expected benefits, are so broad that in the coming years they should be verified in separate systems with known parameters, allowing unambiguous assessment of aspects such as reliability, functionality and efficiency. An example may be the pilot system with a smart 5

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 4–9

3.3 kV/0.41 kV 300 kVA distribution transformer [18] implemented by ABB and Areva at the University of Nottingham as part of the UNIFLEX project. With the concept of combining functional modules in the structure of a smart transformer, as shown in fig. 2, to the voltage reduced to 3 to 4 kV corresponds the number of three cascaded LV converter modules per phase, which at this stage allows evaluating the device functionality, control dynamics, and suitability for the grid operator with a view to distribution grid code requirements. Only a positive evaluation of the functionality and usability of selected smart transformer topologies in separated lowered voltage grids will substantiate the deployment of full-size devices in 15 kV distribution grids.

2. Smart 3.3 kV/0.4 kV distribution transformer model Fig. 3 presents a diagram of a model of a three-phase smart 3.3 kV/0.4 kV distribution transformer with 180 kVA rated power and three-stage modular design. The AC-DC input stage on the MV side is a three-phase seven-tier voltage inverter with modular design, which in each phase consists of three connected 20 kVA bridge inverters (H-bridge transistors). Each bridge inverter can generate a three-tier AC voltage component on the MV side. During the smart distribution transformer’s operation, the capacitors in DC intermediate circuits of each input stage bridge inverter are charged to the same voltage, in accordance with a specific control algorithm. AC-DC bridge converters in each module are connected with DC-DC DAB – Dual Active Bridge, providing two-way flow of energy. The number of high frequency transformers of the three-phase n-tier converter made up of cascade interconnected H bridges may be determined by relation (3(n-1)/2). Secondary sides of all DC-DC converters are connected in parallel to form a common

intermediate DC circuit on the low voltage side. Owing to the 1.5:1 pulse transformer voltage ratios, the blocking voltages of the semiconductor devices used in the DC-DC converters on the LV side may be smaller than on the MV side. Basic parameters of the smart distribution transformer model shown in fig. 3 are presented in tab. 1. The LV output stage of the smart distribution transformer shown in fig. 3, consists of two three-phase four-leg 90 kVA grid converters. The output stage enables the power supply of end-users and prosumers involved in power generation, three-phase and single-phase alike. Compared to the three-leg inverter with split DC capacitor also providing four-wire power supply, the four-leg inverter delivers twice the voltage between phase and neutral of the three-leg inverter, providing better capabilities of neutral conductor current compensation. The use of two DC-AC inverters connected in parallel on the one hand allows obtaining the required power using commercially available highly efficient 1200 V, 225 A IGBT transistor modules, and on the other hand provides redundancy in the case of failure of one of the inverters. By using the LCL output filter and predictive control methods known from the literature [19], the smart transformer’s DC-AC output stage is able to ensure high quality AC voltage parameters. As shown in fig. 3, both the output stage’s three-phase four-leg DC-AC inverters can use a common LCL filter [20]. Currently applied methods of three-phase four-leg DC-AC inverter control [19] can ensure flexibility of users’ power supply and the ability to generate asymmetrical voltages in individual phases, which, among other benefits, allows for: • symmetrisation of DC-AC output stage currents • correction of voltage asymmetry on the LV side • control of AC voltage positive component without asymmetry correction

Fig. 3. Diagram of smart 3.3 kV/0.4 kV distribution transformer with three-stage design and 1.5:1 voltage ratio 6

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 4–9

Number N of modules per phase

Number of MV voltage levels

Power of a single MV module

20 kVA

DC voltage of a single MV module

AC voltage of a single MV module

1.05 kV

635 V

Blocking voltage and transistor current* on AC MV side

DC voltage of a single LV module

1.7 kV; 100 A

0.7 kV

Blocking voltage and DC-DC converter transistor current* on LV side

1.2 kV; 100 A

* at model overload capacity assumed at 130%

• elimination of AC voltage negative component resulting from voltage dip. Modern three-phase four-leg DC-AC grid inverters are able to flexibly cope with most problems of voltage and current asymmetry. The properties of four-leg inverters have not so far been fully used in distributed generation and RES systems in the way in which this can be achieved in a smart distribution transformer.

3. Analysis of high frequency isolated DC-DC converter DC-DC converter with two converter bridges and a high-frequency transformer (dual active bridge) is the key element of a smart distribution transformer, providing galvanic isolation and enabling voltage transformation and bi-directional power flow control. One of the benefits of using high-frequency for voltage transformation is the ability to significantly reduce the transformer’s overall dimensions due to the use of modern magnetic materials for its construction, such as amorphous or nanocrystalline cores with adequately high magnetic induction. Related with the use of modern magnetic cores is an increase in the transistor switching frequencies; in a smart transformer isolation stage it shifts the burden of its design towards accomplishment of the smallest possible switching losses in the DC-DC converter’s semiconductor devices. Commercially available silicon carbide (SiC) semiconductor diodes with blocking voltages 1.2 kV and 1.7 kV are characterized by a many times smaller transition charge at switching than ultrafast silicon diodes. Their use and the use of modern methods of so-called ZVS – zero voltage switching allows for isolated DC-DC converter efficiencies above 95%.

A diagram of a dual active bridge DC-DC converter with 1.7 kV IGBT transistors on the MV side and 1.2 kV IGBT transistors on the LV side is shown in fig. 4 The task of the two converter bridges of the DC-DC converter (fig. 4a) is the voltage modulation on both sides of the high-frequency transformer. The method of full-bridge isolated DC-DC converter control consists in shifting in time the rectangular control signals relative to each other (fig. 4b) with the bridge converters transistors on the transformer’s primary and secondary sides. In the simplest control method, to a certain extent sufficient to control the power transmitted between the converter bridges, both control signals have the same duty cycle D = 0.5. The transmitted power P is adjusted by controlling the phase angle between the control signal on the primary side and the signal of primary side bridge transistors control, according to the following formula: (1) where: U1, U2 – voltages on the DC side of the primary and secondary sides’ bridges, L – serially connected inductance for energy storage and reduction of the steepness of current changes in the transformer circuit, and f – switching frequency of the converter’s transistors. Fig. 5 shows results of the analysed converter’s simulation, using the method of shifting rectangular control signals with duty cycle d = 0.5. The power transmitted between the converter’s bridges is non-linearly dependent on the phase shift between the control

a) a)

Fig. 4. Dual active bridge DC-DC converter with IGBT transistors and silicon carbide (SiC) anti-parallel diodes (a); separation of IGBT transistors control signal (b)

Fig. 5. Simulation waveforms of voltages uT1, uT2 and primary current iL at U1 = 1.05 kV, U2 = 0.7 kV and power P = 20 kW for case (a): fs = 30 kHz, L = 100 μH and case (b): fs = 20 kHz, L = 150 μH, in open system for the same phase shift 7

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 4–9

Fig. 6. Simulation waveforms of voltages uT1, uT2 and primary current iL at U1 = 1.05 kV, U2 = 0.7 kV, power P = 20 kW, fs = 30 kHz and serial inductance L = 50 μH (a); phase angle and angles , of primary and secondary side control signal modulation

signals. For large values, any further change in the phase angle causes a small change in the DC-DC converter’s active power output, while it significantly increases the power internally exchanged between DC capacitors of the primary and secondary sides in the transformer and inductor L, circuit, thus increasing the iL current amplitude. The maximum transmitted power is limited by inductance L and frequency f of the transistor switching. The control step, i.e. the minimum phase angle change in the digital control system, depends on the control processor clock frequency and the step of control program execution. The power control rate depends on the actual phase angle . The bidirectional power flow can be high-rate controlled at low loads. More advanced isolated DC-DC converter control methods allow

power flow regulation, zero-voltage transistor switching (ZVS) over a wide range, and the operation at lower serial inductance L in the transformer circuit by using – in addition to shifting the control signals relative to each other – also independent adjustment of duty cycles D1 and D2 of the signals controlling both the DC-DC convertor’s bridges. [21]. Simulation waveforms using the method of dual modulation of control signal pulse width (Dual PWM) are shown in fig. 6. Four modes of control of dual active bridge DC-DC converter with double control signal modulation can be distinguished [21]. Modulation angles of the primary side control signal, and of the secondary side control signal, may be equal or independently set. For the control mode, the waveforms of which are shown in fig. 6, occurs [21]: (2)

A control system of dual active bridge DC-DC converter with dual modulation of control signal pulse width is shown in fig. 7. Fig. 8 presents simulation results of the transition state of the transformer’s secondary current after a step change in DC-DC converter power from 10 kW to 20 kW using dual modulation control. As can be seen in fig. 8, at serial inductance L = 50 μH, the transition state at load change from 50% to the rated power lasts approximately 300 μs. The transformer’s secondary current amplitude at rated load 75 A results from the transformer ratio 1.5:1.

4. Summary a)

Fig. 7. Control system of dual active bridge DC-DC converter with dual pulse width modulation [21] (a), separation of primary side bridge control signals (b)

Fig. 8. Transitional state after DC-DC converter power change from 10 kW to 20 kW: secondary transformer current and converter power output waveforms 8

The three-stage smart distribution transformer solution with modular design presented in this paper is oriented to connecting prosumers as active recipients of electricity with enhanced requirements, and owners of small RES systems and distributed generation sources, providing the possibility of plug & play connection, known so far in computer technology. The smart transformer’s intermediate stage, through the use of isolated DC-DC converters with high-speed semiconductor devices, provides the ability to quickly adjust the power flow between the primary and secondary sides. Under the research grant “Smart MV/LV distribution transformer for Smart Grid with active prosumer participation”, conducted by the author at Gdańsk University of Technology in the Department of Mechatronics and High Voltage Engineering, and funded by ENERGA SA Group, theoretical analysis, simulation studies, and laboratory tests of a model of the AC-DC/DC-AC converter module, which is the basic functional unit of the proposed smart distribution transformer of a new generation, are currently in progress. In addition, within the project, methods of communication between the modules, and between the master control system and user interface will be developed.

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 4–9

REFERENCES 1. Jiyuan F., Borlase S., The evolution of distribution, IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, pp. 63–68. 2. Ipakchi A., Albuyeh F., Grid of the future. IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, pp. 52–62. 3. California Utility Vision And Roadmap For The Smart Grid Of 2020, EPRI Electric Power Research Institute, Final project report, [on-line]: http://www.energy.ca.gov/2011publications/CEC-500-2011-034/ CEC-500-2011-034.pdf. 4. The German Roadmap. E-Energy / Smart Grid. German Commission for Electrical, Electronic & Information Technologies of DIN and VDE. 5. EDISON Project Report, [on-line]: http://www.edison-net.dk/ Dissemination/ Reports.aspx. 6. Xu Z. i in., Towards a Danish Power System with 50% Wind – Smart Grids Activities in Denmark, Proc. IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009, pp. 1–8. 7. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Smart Grids – selected objectives and directions of distribution system operator actions, Acta Energetica 2012, Issue 8, pp. 31–35. 8. Adamowicz M. i in., Sterowanie rozdziałem energii w układach przekształtnikowych pojazdów elektrycznych i źródeł odnawialnych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2012, Issue 4b, pp. 7–12. 9. Wang J., Huang A. Q., Sung W., Liu Y., Baliga B. J., Smart Grid Technologies. IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, pp. 16–23. 10. Adamowicz M., Krzemiński Z., Strzelecki R., Hybrid High-frequencySiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, pp. 1–6. 11. Wang D. et al., Theory and application of a distribution electronic power transformer, Electric Power System Research 2009, Vol. 77, pp. 219–226. 12. Akagi H., Kitada R., Control and Design of a Modular Multilevel Cascade BTB System Using Bidirectional Isolated DC/DC Converters, IEEE Transactions On Power Electronics 2009, Vol. 26, No. 9, pp. 2457–2464.

13. Fan H., Li H., A High-Frequency Medium-Voltage DC-DC Converter for Future Electric Energy Delivery and Management Systems, Proc. 8th IEEE Conf. on Power Electronics – ECCE Asia, 2011, pp. 1031–1038. 14. Research on Voltage and Power Balance Control for Cascaded Modular Solid-State Transformer, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, pp. 1154–1166. 15. Lu X. et al., Talk to Transformers: An Empirical Study of Device Communications for the FREEDM System, Proc. IEEE Smart Grid Communications (SmartGridComm), 2011, pp. 303–308. 16. Hõimoja H., Vasiladiotis M., Rufer A., Power interfaces and storage selection for an ultrafast EV charging station, Proc. IEEE Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, University of Bristol, UK, 27–29 March 2012. 17. Das M. K. i in., 10 kV, 120 A SiC Half H-Bridge Power MOSFET Modules Suitable for High Frequency, Medium Voltage Applications, Proc. IEEE Energy Conversion Congress and Exposition ECCE, 2011, pp. 2689–2692. 18. UNIFLEX PM, Advanced Power Convertors for Universal and Flexible Power Management in Future Electricity Networks, [on-line]: http:// www.eee.nott.ac.uk /uniflex/Project.htm. 19. Rodriguez J. i in., Predictive Current Control of a Three-Phase FourLeg Inverter, Proc. 14th IEEE Power Electronics and Motion Control Conference (EPE/PEMC), 2010, pp. 106–110. 20. Wojciechowski D., High Power Grid Interfacing AC-DC PWM Converters with Power Conditioning Capabilities, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, pp. 1–6. 21. Jain A. K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verification, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, pp. 1215–1227.

Publication of post-contest The paper was awarded first prize in ENERGA SA’s competition for a research grant.

Marek Adamowicz Gdańsk University of Technology e-mail: madamowi@ely.pg.gda.pl An assistant professor in the Department of Mechatronics and High Voltage Engineering of Gdańsk University of Technology. Former manager of the LIDER project on AC/AC converters made up of silicon carbide semiconductor devices for wind turbines in the first program for the development of young researchers of the National Centre for Research and Development (2010–2012). His scientific interests include: development of new converter systems for MV distribution grids, control methods of wind turbines and MV electric drives with bidirectional power flows.

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 4–9

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–9. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn dla sieci Smart Grid o aktywnym udziale prosumentów Autor

Marek Adamowicz

Słowa kluczowe

inteligentne sieci energetyczne, transformator dystrybucyjny, energoelektronika

Streszczenie

Wraz z rozwojem sieci dystrybucyjnych i ich stopniowym przekształcaniem w inteligentne sieci typu Smart Grid będzie rosło znaczenie i udział sterowanych układów przekształtnikowych mocy stosowanych jako interfejsy pomiędzy źródłami energii a siecią oraz pomiędzy siecią a odbiorcami. W artykule rozwinięto koncepcję wymiany konwencjonalnych transformatorów dystrybucyjnych 50 Hz na inteligentne transformatory dystrybucyjne. Zaproponowano rozwiązanie trójstopniowego inteligentnego transformatora dystrybucyjnego o budowie modułowej, zorientowanego na przyłączanie prosumentów jako aktywnych odbiorców energii o podwyższonych wymaganiach oraz właścicieli małych układów odnawialnych źródeł energii (OZE). Dwa stopnie aktywne: AC-DC po stronie SN oraz DC-AC po stronie nn zapewniają możliwość kompensacji mocy biernej i kształtowania parametrów napięcia. Przedstawione wyniki symulacji potwierdzają, że stopień pośredni transformatora inteligentnego, dzięki zastosowaniu izolowanych przetwornic DC-DC z szybkimi przyrządami półprzewodnikowymi, zapewnia możliwość szybkiej regulacji przepływu mocy pomiędzy stroną pierwotną i wtórną.

1. Wstęp W ciągu najbliższych lat sieci dystrybucyjne będą podlegały modernizacji, aby poprawić niezawodność i efektywność dostaw energii oraz umożliwić odbiorcom większe zaangażowanie w jej wytwarzanie i bardziej efektywne wykorzystywanie. Jednym z najważniejszych w tym zakresie celów polityki Unii Europejskiej do 2020 roku jest przekształcenie istniejących sieci dystrybucyjnych w sieci inteligentne (z ang. Smart Grid) [1, 2] integrujące zachowania i działania wszystkich przyłączonych do nich użytkowników. Wśród wiążących się z tym długofalowych wyzwań można wymienić zwłaszcza: lokalne zarządzanie energią, pełną integrację sieci typu Smart Grid ze źródłami generacji rozproszonej, integrację z odnawialnymi źródłami energii (OZE) i centralnymi elektrowniami oraz zintensyfikowanie generacji rozproszonej podłączonej blisko odbiorców końcowych. Konieczność wdrażania nowych technologii w sieciach dystrybucyjnych wiąże się nie tylko z postępującym wzrostem liczby i mocy przyłączanych jednostek OZE, ale także z przewidywanym, stopniowym zwiększaniem liczby stacji ładowania samochodów elektrycznych. W tym ostatnim przypadku na uwagę zasługują zwłaszcza propozycje wielostanowiskowych stacji szybkiego ładowania pojazdów, które ze względu na dużą pobieraną moc mogłyby być przyłączane do sieci średnich napięć (SN). Dzięki nowym rozwiązaniom legislacyjnym wspierającym rozwój OZE można się spodziewać, że coraz więcej odbiorców energii będzie decydować się na przyjęcie aktywnej postawy prosumentów, produkujących energię w małych przydomowych elektrowniach. Spodziewany jest również wzrost liczby układów OZE zintegrowanych z inteligentnymi budynkami. Strategie rozwoju sieci dystrybucyjnych, realizowane m.in. w USA [3] i Niemczech [4], zakładają, że prosumenci oprócz udziału

w wytwarzaniu energii będą aktywnie uczestniczyć w procesie zarządzania pikiem obciążenia w systemie, udostępniając magazyny energii w swoich pojazdach elektrycznych, w ramach tzw. infrastruktury vehicle-to-grid (V2G). W Danii rozwój infrastruktury V2G jest ściśle powiązany z dalszym rozwojem energetyki wiatrowej, czego przykładem jest zrealizowany na wyspie Bornholm pilotażowy projekt E.D.I.S.O.N. [5, 6]. Projekt E.D.I.S.O.N. ma na celu demonstrację w wydzielonej sieci 10 kV zasilanej z OZE możliwości płynnego współdziałania sektora energetycznego z sektorem transportowym, w ramach infrastruktury V2G o maksymalnym całkowitym piku obciążenia 25 MW. Działania w kierunku przekształcenia sieci dystrybucyjnych w sieci Smart Grid są już obecnie prowadzone także w Polsce, m.in. na Pomorzu [7]. W sieciach Smart Grid układy OZE oraz V2G mogą być nowymi elementami systemu sterowania poziomami napięć i rozpływu mocy biernej, co wymaga zmiany technologii stosowanych urządzeń elektroenergetycznych. Z rozwojem sieci Smart Grid będzie rosło znaczenie i udział sterowanych układów przekształtnikowych mocy, stosowanych jako interfejsy pomiędzy źródłami energii a siecią oraz pomiędzy siecią a odbiorcami. Zaawansowane technologicznie urządzenia energoelektroniczne muszą być stosowane m.in. w stacjach szybkiego ładowania pojazdów elektrycznych oraz w inteligentnych budynkach. Wiąże się to z wieloma nowymi wyzwaniami dla producentów urządzeń energoelektronicznych [8]. Wśród wymienianych w literaturze koncepcji wykorzystania nowoczesnych układów energoelektronicznych w sieciach Smart Grid na szczególną uwagę zasługuje koncepcja wymiany konwencjonalnych transformatorów dystrybucyjnych 50 Hz na inteligentne transformatory dystrybucyjne [9]. Inteligentne transformatory dystrybucyjne SN/nn charakteryzują

się kompaktową, trójstopniową strukturą zawierającą: • stopień wejściowy w postaci sterowanego przekształtnika energoelektronicznego AC-DC po stronie SN • stopień pośredni w postaci przekształtnika DC-DC z izolacją realizowaną na wysokiej częstotliwości rzędu 20 kHz… 50 kHz • stopień wyjściowy w postaci sterowanego przekształtnika DC-AC po stronie nn. Inteligentny transformator dystrybucyjny o budowie modułowej składa się z określonej, w zależności od wartości napięcia, liczby połączonych szeregowo podstawowych niskonapięciowych modułów funkcjonalnych (ang. Power Electronics Building Blocks) [10], które mogą być konstruowane z dostępnych na rynku szybkich przyrządów półprzewodnikowych mocy: tranzystorów i diod o napięciach blokowania 1,2 kV bądź 1,7 kV. Schemat ogólny podstawowego niskonapięciowego modułu funkcjonalnego AC-DC//DC-AC o izolacji galwanicznej strony pierwotnej i wtórnej, umożliwiającego dwukierunkowy przepływ energii i regulację parametrów napięcia, został pokazany na rys. 1.

Rys. 1. Podstawowy trójstopniowy jednofazowy moduł funkcjonalny AC-DC//DC-AC do zastosowania w połączeniu szeregowym na fazę po stronie SN i równoległym po stronie nn

Innym sposobem budowy transformatora inteligentnego jest łączenie szeregowe po stronie SN i równoległe po stronie nn jednofazowych modułów funkcjonalnych

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 4–9

AC-DC//DC, które pracują na wspólny obwód DC po stronie nn. Wówczas energię po stronie nn przekształca jeden lub kilka połączonych równolegle układów trójfazowych DC-AC o odpowiedniej mocy wyjściowej i systemie połączeń. Na rys. 2 pokazana została koncepcja trójstopniowego układu inteligentnego transformatora dystrybucyjnego, zbudowanego z łączonych szeregowo jednofazowych modułów AC-DC//DC oraz trójfazowego, czteroprzewodowego przekształtnika DC-AC po stronie nn.

Rys. 2. Koncepcja trójstopniowej struktury inteligentnego transformatora dystrybucyjnego o budowie modułowej stopni AC-DC oraz DC-DC i trójfazowym przekształtniku DC-AC po stronie nn

Stopnie aktywne: AC-DC po stronie SN oraz DC-AC po stronie nn zapewniają możliwość kompensacji mocy biernej i kształtowania parametrów napięcia. Dzięki zastosowaniu sterowanych układów przekształtnikowych inteligentny transformator dystrybucyjny może być zatem wykorzystany jako podstawowy element wykonawczy w procesie kontroli i sterowania mocą czynną oraz bierną w systemach rozproszonej generacji, oferując nowe własności i funkcje [11–15], niespotykane dotąd w konwencjonalnych transformatorach dystrybucyjnych SN/nn, jak: • płynna regulacja parametrów napięcia zasilającego • zdolność kompensacji mocy biernej • płynna regulacja przepływu mocy • bilansowanie systemów połączonych • zwiększona odporność na występowanie wyższych harmonicznych w sieci energetycznej • zdolność samoregulacji w przypadku przepływu mocy dołączonych źródeł generacji rozproszonej. Dodatkowo, z wbudowanym magazynem energii w postaci buforu akumulatorowego, inteligentny transformator dystrybucyjny może być bezpośrednio zastosowany np. w układach szybkiego ładowania pojazdów elektrycznych, przyłączanych do sieci SN [16], umożliwiając płynne zarządzanie zapotrzebowaniem na moc w punkcie ładowania. C z ę s tot l iwo ś ć pr a c y pr z y r z ą d ów

Liczba poziomów napięcia po stronie SN

Liczba N modułów na fazę

Moc pojedynczego modułu po stronie SN

20 kVA

półprzewodnikowych w poszczególnych stopniach AC-DC oraz DC-AC transformatora inteligentnego rzędu kHz lub dziesiątek kHz pozwala na zmniejszenie rozmiarów i kosztów pasywnych filtrów sinusoidalnych, wymaganych po stronie SN oraz nn. Podwyższenie częstotliwości pracy tranzystorów i diod stopnia pośredniego DC-DC pozwala z kolei na istotną redukcję rozmiarów obwodów magnetycznych transformatorów użytych do budowy transformatora inteligentnego, w porównaniu z rozmiarami konwencjonalnych transformatorów 50 Hz. Dostępność na rynku przyrządów półprzewodnikowych na napięcia blokowania 1,2 kV bądź 1,7 kV, w tym szybkich diod zwrotnych z węglika krzemu (SiC) [10], pozwala na zmniejszenie strat na przełączanie w poszczególnych modułach i uzyskanie zadowalającej sprawności inteligentnego transformatora dystrybucyjnego. Należy dodać, że szybkie tranzystory i diody, m.in. z nowego materiału półprzewodnikowego węglika krzemu, na wyższe napięcia blokowania rzędu 10 kV [17] i częstotliwości rzędu dziesiątek kHz, są obecnie w fazie prototypów laboratoryjnych. Można się spodziewać, że ich dalszy rozwój w perspektywie 2020 roku umożliwi konstruowanie urządzeń energoelektronicznych dla sieci SN na podobnej zasadzie, jak obecnie są konstruowane przekształtniki energoelektroniczne pracujące w sieciach nn. W literaturze można znaleźć różne topologie podstawowych modułów funkcjonalnych oraz różne koncepcje ich łączenia w układach inteligentnych transformatorów dystrybucyjnych SN/nn [9–18]. Z technicznego punktu widzenia wdrażanie inteligentnych transformatorów dystrybucyjnych z wykorzystaniem dostępnych obecnie na rynku szybkich diod i tranzystorów jest uzasadnione w sieciach SN o napięciu obniżonym (3÷4 kV), zwłaszcza w wydzielonych instalacjach pilotażowych z udziałem OZE, napędów SN ze zwrotem energii czy stacji ładowania pojazdów. Spektrum zarówno procesów wynikających ze zmiany technologii transformatorów rozdzielczych, jak też spodziewane korzyści są tak szerokie, że ich weryfikacja w najbliższych latach powinna odbywać się w wyodrębnionych systemach o znanych parametrach, umożliwiających jednoznaczną ocenę takich aspektów, jak niezawodność, funkcjonalność i sprawność. Jako przykład można podać zrealizowaną m.in. przez ABB i Arevę na Uniwersytecie Nottingham, w ramach projektu UNIFLEX, instalację pilotażową z inteligentnym t r ans for m atore m dy s t r y bu c y j ny m 3,3 kV/0,41 kV o mocy 300 kVA [18].

Przy wykorzystaniu koncepcji łączenia modułów funkcjonalnych w strukturze transformatora inteligentnego, pokazanej na rys. 2, napięciu obniżonemu do 3÷4 kV odpowiada liczba trzech kaskadowo połączonych modułów przekształtnikowych nn na fazę, co na tym etapie pozwala ocenić funkcjonalność urządzenia, dynamikę regulacji i przydatność dla operatora sieci ze względu na wymogi instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej. Dopiero pozytywna ocena funkcjonalności i przydatności wybranych topologii transformatorów inteligentnych w sieciach wydzielonych o obniżonym napięciu uczyni zasadnym umieszczanie pełnowymiarowych urządzeń w sieciach dystrybucyjnych 15 kV.

Rys. 3. Schemat inteligentnego transformatora dystrybucyjnego 3,3 kV/0,4 kV o strukturze trójstopniowej i przekładni transformatorów 1,5:1

2. Model inteligentnego transformatora dystrybucyjnego 3,3 kV/0,4 kV Na rys. 3 został przedstawiony schemat modelu trójfazowego inteligentnego transformatora dystrybucyjnego 3,3 kV/0,4 kV o mocy znamionowej 180 kVA i trójstopniowej strukturze modułowej. Stopień wejściowy AC-DC po stronie SN tworzy trójfazowy 7-poziomowy falownik napięcia o budowie modułowej, który w każdej fazie składa się z trzech połączonych ze sobą przekształtników mostkowych (mostków tranzystorowych typu H) o mocy 20 kVA. Każdy przekształtnik mostkowy może wygenerować 3-poziomową składową napięcia AC po stronie SN. W czasie pracy inteligentnego transformatora dystrybucyjnego kondensatory obwodów pośredniczących DC poszczególnych przekształtników mostkowych stopnia wejściowego są ładowane do tego samego napięcia, zgodnie z określonym algorytmem regulacji. Przekształtniki mostkowe AC-D C w każdym module są połączone z pełnomostkowymi sterowanymi izolowanymi przetwornicami DC-DC (ang. DAB – Dual Active Bridge), zapewniającymi dwukierunkowy przepływ energii. Liczbę transformatorów wysokiej częstotliwości trójfazowego

Napięcie DC pojedynczego modułu po stronie SN

Napięcie AC pojedynczego modułu po stronie SN

Napięcie blokowania i prąd* tranzystorów po stronie AC SN

Napięcie DC pojedynczego modułu po stronie nn

Napięcie blokowania i prąd* tranzystorów przetwornicy DC-DC po stronie nn

1,05 kV

635 V

1,7 kV; 100 A

0,7 kV

1,2 kV; 100 A

* przy założonej przeciążalności modelu 130%

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 4–9

przekształtnika n-poziomowego, utworzonego z połączonych ze sobą kaskadowo mostków H, można określić zależnością (3(n-1)/2). Strony wtórne wszystkich przetwornic DC-DC są połączone ze sobą równolegle, tworząc wspólny obwód pośredniczący DC po stronie niskiego napięcia. Dzięki zastosowanej przekładni transformatorów impulsowych 1,5:1 napięcia blokowania wykorzystanych przyrządów półprzewodnikowych w przetwornicach DC-DC po stronie nn mogą być mniejsze niż po stronie SN. Podstawowe parametry modelu inteligentnego transformatora dystrybucyjnego z rys. 3 zostały przedstawione w tab. 1. Stopień wyjściowy po stronie nn inteligentnego transformatora dystrybucyjnego z rys. 3, stanowią dwa trójfazowe 4-gałęziowe przekształtniki sieciowe o mocy 90 kVA każdy. Stopień wyjściowy umożliwia zasilanie odbiorców końcowych i prosumentów biorących udział w generowaniu energii zarówno trójfazowych, jak i jednofazowych. W porównaniu z falownikiem 3-gałęziowym z dzielonym kondensatorem DC, zapewniającym również zasilanie 4-przewodowe, falownik 4-gałęziowy zapewnia generowanie dwukrotnie większego napięcia pomiędzy fazą a przewodem neutralnym niż falownik 3-gałęziowy, zapewniając lepsze możliwości kompensacji prądów w przewodzie neutralnym. Zastosowanie dwóch przekształtników DC-AC, połączonych równolegle z jednej strony, pozwala na uzyskanie wymaganej mocy z wykorzystaniem dostępnych na rynku wysoko sprawnych modułów tranzystorowych IGBT 1200 V, 225 A, a z drugiej strony zapewnia redundancję w przypadku uszkodzenia jednego z przekształtników. Dzięki zastosowaniu filtra wyjściowego LCL oraz znanych z literatury metod sterowania predykcyjnego [19] stopień wyjściowy DC-AC transformatora inteligentnego jest w stanie zapewnić wysoką jakość parametrów napięcia AC. Jak zostało pokazane na rys. 3, obydwa trójfazowe 4-gałęziowe przekształtniki DC-AC stopnia wyjściowego mogą wykorzystywać wspólny filtr LCL [20]. Stosowane obecnie metody sterowania trójfazowym czterogałęziowym przekształtnikiem DC-AC [19] potrafią zapewnić elastyczność zasilania odbiorców oraz możliwość generowania niesymetrycznych napięć w poszczególnych fazach, co umożliwia m.in.: • symetryzację prądów stopnia wyjściowego DC-AC • korekcję niesymetrii napięcia po stronie nn • regulację składowej zgodnej napięcia AC bez korekcji niesymetrii • eliminację składowej przeciwnej napięcia AC, wynikającej z zapadu napięcia. Nowoczesne trójfazowe 4-gałęziowe przekształtniki sieciowe DC-AC są w stanie w elastyczny sposób radzić sobie z większością problemów związanych z niesymetrią napięć i prądów. Dotychczas właściwości przekształtników 4-gałęziowych nie były w pełni wykorzystywane w układach generacji rozproszonej i OZE w sposób, w jaki może to być osiągnięte w inteligentnym transformatorze dystrybucyjnym.

3. Analiza przetwornicy DC-DC z izolacją na wysokiej częstotliwości Przetwornica DC-DC, zawierająca dwa mostki przekształtnikowe oraz transformator wysokiej częstotliwości, stanowi kluczowy element inteligentnego transformatora dystrybucyjnego, zapewniając izolację galwaniczną oraz umożliwiając transformację napięcia i sterowanie dwukierunkowym przepływem energii. Jedną z korzyści zastosowania wysokiej częstotliwości do transformacji napięcia jest możliwość istotnego zmniejszenia gabarytu transformatora, dzięki wykorzystaniu do jego budowy nowoczesnych materiałów magnetycznych, m.in. rdzeni amorficznych czy nanokrystalicznych o odpowiednio wysokiej indukcji magnetycznej. Z zastosowaniem nowoczesnych rdzeni magnetycznych wiąże się zwiększenie częstotliwości przełączeń tranzystorów, w stopniu izolacyjnym transformatora inteligentnego przesuwa ciężar jego projektowania w kierunku uzyskania jak najmniejszych strat na przełączanie w przyrządach półprzewodnikowych przetwornicy DC-DC. Dostępne na rynku diody półprzewodnikowe z nowego materiału węglika krzemu (SiC), o napięciach blokowania 1,2 kV oraz 1,7 kV, charakteryzują się kilkudziesięciokrotnie mniejszym ładunkiem przejściowym podczas przełączania niż ultraszybkie diody krzemowe. Ich wykorzystanie oraz zastosowanie nowoczesnych metod tzw. miękkiego przełączania tranzystorów (ang. ZVS – zero voltage switching) pozwala uzyskać sprawność izolowanych przetwornic DC-DC powyżej 95%. Schemat sterowanej przetwornicy izolowanej DC-DC z tranzystorami IGBT 1,7 kV po stronie SN i tranzystorami IGBT 1,2 kV po stronie nn został pokazany na rys. 4.

Rys. 4. Sterowana przetwornica izolowana DC-DC z tranzystorami IGBT i diodami zwrotnymi z węglika krzemu (SiC) (a); sposób rozdzielenia sygnału sterującego tranzystorami mostka (b)

Zadaniem dwóch mostków przekształtnikowych przetwornicy DC-DC (rys. 4a) jest modulacja napięcia po obu stronach transformatora wysokiej częstotliwości. Metoda sterowania izolowaną pełnomostkową przetwornicą DC-DC polega na odpowiednim przesuwaniu względem siebie, w czasie prostokątnych sygnałów sterujących (rys. 4b), tranzystorami mostków przekształtnikowych po stronie pierwotnej i wtórnej transformatora. W najprostszej metodzie sterowania, wystarczającej w określonym zakresie do sterowania mocą przesyłaną pomiędzy mostkami przekształtnikowymi, oba sygnały sterujące mają jednakowy współczynnik wypełnienia D = 0,5. Wartość przesyłanej mocy P jest regulowana za pomocą regulacji kąta

przesunięcia fazowego sygnału sterującego strony wtórnej, względem sygnału sterującego tranzystorami mostka strony pierwotnej, zgodnie ze wzorem: (1) gdzie: U1, U2 – oznaczają napięcia po stronie DC mostków strony pierwotnej i wtórnej, L – oznacza szeregowo dołączoną indukcyjność w celu magazynowania energii i ograniczania stromości zmian prądu w obwodzie transformatora, a f – częstotliwość przełączania tranzystorów przetwornicy. Na rys. 5 przedstawiono wyniki symulacji analizowanej przetwornicy, z wykorzystaniem metody przesuwania prostokątnych sygnałów sterujących o współczynniku wypełnienia d = 0,5.

Rys. 5. Przebiegi symulacyjne napięć uT1, uT2 oraz prądu strony pierwotnej iL przy U1 = 1,05 kV, U2 = 0,7 kV oraz mocy P = 20 kW dla przypadku (a): fs = 30 kHz, L = 100 μH oraz przypadku (b): fs = 20 kHz, L = 150 μH, w układzie otwartym dla tego samego przesunięcia fazowego

Wartość mocy przesyłanej pomiędzy mostkami przetwornicy zależy nieliniowo od przesunięcia fazowego sygnałów sterujących. Przy dużych wartościach dalsze zmiany kąta przesunięcia fazowego powodują niewielkie zmiany mocy czynnej na wyjściu przetwornicy DC-DC, natomiast istotnie zwiększają moc wymienianą wewnętrznie pomiędzy kondensatorami DC strony pierwotnej oraz wtórnej w obwodzie transformatora i dławika L, zwiększając tym samym amplitudę prądu iL. Maksymalna wartość przesyłanej mocy jest ograniczona wartością indukcyjności L oraz częstotliwością f przełączeń tranzystorów. Krok regulacji, czyli najmniejsza wartość zmian kąta fazowego w układzie sterowania cyfrowego, zależy od częstotliwości zegara procesora sterującego i kroku wykonywania programu sterowania. Szybkość regulacji mocy zależy od aktualnej wartości kąta przesunięcia fazowego . Bardzo szybka regulacja dwukierunkowego przepływu energii może odbywać się przy małych obciążeniach. Bardziej zaawansowane metody sterowania izolowaną przetwornicą DC-DC umożliwiają regulacje przepływu mocy, beznapięciowe przełączanie tranzystorów (ZVS) w szerokim zakresie oraz pracę przy mniejszych wartościach indukcyjności szeregowej L w obwodzie transformatora dzięki zastosowaniu – oprócz przesuwania sygnałów sterujących względem siebie – również niezależnej regulacji współczynników wypełnienia D1 oraz D2 sygnałów sterujących tranzystorami obu mostków przetwornicy DC-DC [21]. Przebiegi symulacyjne

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 4–9

z zastosowaniem metody podwójnej modulacji szerokości impulsów sygnałów sterujących (ang. Dual PWM) zostały pokazane na rys. 6. Można wyróżnić cztery tryby sterowania przetwornicą izolowaną z podwójną modu-

Rys. 8. Stan przejściowy po zmianie mocy przetwornicy DC-DC z 10 kW do 20 kW: przebiegi prądu po stronie wtórnej transformatora oraz mocy wyjściowej przetwornicy a)

Rys. 6. Przebiegi symulacyjne napięć uT1, uT2 oraz prądu strony pierwotnej iL przy U1 = 1,05 kV, U2 = 0,7 kV, mocy P = 20 kW, fs = 30 kHz oraz indukcyjności szeregowej L = 50 μH (a); kąt przesunięcia fazowego oraz kąty , modulacji sygnałów sterujących strony pierwotnej i wtórnej

lacją sygnałów sterujących [21]. Kąty modulacji sygnału sterującego strony pierwotnej oraz sygnału strony wtórnej mogą być sobie równe lub nastawiane niezależnie. Dla trybu sterowania, którego przebiegi pokazano na rys. 6, zachodzi [21]:

(2) Układ sterowania izolowaną przetwornicą DC-DC z podwójną modulacją szerokości impulsów sygnałów sterujących został pokazany na rys. 7.

Rys. 7. Układ sterowania izolowaną przetwornicą DC-DC z podwójną modulacją szerokości impulsów [21] (a); sposób rozdzielenia sygnałów sterujących mostka strony pierwotnej (b)

Na rys. 8 przedstawiono wyniki symulacji stanu przejściowego prądu strony wtórnej transformatora, po skokowej zmianie mocy przetwornicy DC-DC z 10 kW na 20 kW przy zastosowaniu sterowania z podwójną modulacją. Jak można zauważyć na rys. 8, przy wartości indukcyjności szeregowej L = 50 μH, czas trwania stanu przejściowego przy zmianie obciążenia z 50% do wartości znamionowej mocy wynosi ok. 300 μs. Amplituda prądu po stronie wtórnej transformatora przy obciążeniu znamionowym równa 75 A wynika z przekładni transformatora 1,5:1.

4. Podsumowanie Przedstawione w artykule rozwiązanie trójstopniowego inteligentnego transformatora dystrybucyjnego o budowie modułowej jest zorientowane na przyłączanie prosumentów jako aktywnych odbiorców energii o podwyższonych wymaganiach oraz właścicieli małych układów OZE oraz źródeł generacji rozproszonej, dając możliwość przyłączania na zasadzie plug play, znanej dotychczas z technologii komputerowej. Stopień pośredni transformatora inteligentnego, dzięki zastosowaniu izolowanych przetwornic DC-DC z szybkimi przyrządami półprzewodnikowymi, zapewnia możliwość szybkiej regulacji przepływu mocy pomiędzy stroną pierwotną i wtórną. W ramach grantu badawczego pt. „Inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn dla sieci Smart Grid o aktywnym udziale prosumentów”, prowadzonego przez autora na Politechnice Gdańskiej w Katedrze Mechatroniki i Inżynierii Wysokich Napięć i finansowanego przez Grupę ENERGA SA, obecnie jest przeprowadzana analiza teoretyczna, badania symulacyjne oraz badania laboratoryjne modelu modułu przekształtnikowego AC-DC// DC-AC, stanowiącego podstawowy moduł funkcjonalny proponowanego inteligentnego transformatora dystrybucyjnego nowej generacji. Dodatkowo, w ramach projektu, opracowane zostaną metody komunikacji pomiędzy modułami oraz układem sterowania nadrzędnego i interfejsem użytkownika. Bibliografia 1. Jiyuan F., Borlase S., The evolution of distribution, IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, s. 63–68. 2. Ipakchi A., Albuyeh F., Grid of the future. IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, s. 52–62. 3. California Utility Vision And Roadmap For The Smart Grid Of 2020, EPRI Electric Power Research Institute, Final project report, [on line]: http://www.energy.ca.gov/2011publications/CEC-500-2011-034/CEC-5002011-034.pdf. 4. The German Roadmap. E-Energy / Smart Grid. German Commission for Electrical, Electronic & Information Technologies of DIN and VDE.

5. EDISON Project Report, [on line]: http:// www.edison-net.dk/Dissemination/ Reports.aspx. 6. Xu Z. i in., Towards a Danish Power System with 50% Wind – Smart Grids Activities in Denmark, Proc. IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009, s. 1–8. 7. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Sieci inteligentne – wybrane cele i kierunki działania operatora systemu dystrybucyjnego, Acta Energetica 2012, nr 8, s. 31–35. 8. Adamowicz M. i in., Sterowanie rozdziałem energii w układach przekształtnikowych pojazdów elektrycznych i źródeł odnawialnych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2012, nr 4b, s. 7–12. 9. Wang J. i in., Smart Grid Technologies. IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, s. 16–23. 10. Ad a m o w i c z M . , K r z e m i ń s k i Z., Strzelecki R., Hybrid Highfrequency-SiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, s. 1–6. 11. Wang D. i in., Theory and application of distribution electronic power transformer, Electric Power System Research 2009, Vol. 77, s. 219–226. 12. Akagi H., Kitada R., Control and Design of a Modular Multilevel Cascade BTB System Using Bidirectional Isolated DC/ DC Converters, IEEE Transactions On Power Electronics 2009, Vol. 26, No. 9, s. 2457–2464. 13. Fan H., Li H., A High-Frequency Medium-Voltage DC-DC Converter for Future Electric Energy Delivery and Management Systems, Proc. 8th IEEE Conf. on Power Electronics – ECCE Asia, 2011, s. 1031–1038. 14. Research on Voltage and Power Balance Control for Cascaded Modular SolidState Transformer, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, s. 1154–1166. 15. Lu X. i in., Talk to Transformers: An Empirical Study of Device Communications for the FREEDM System, Proc. IEEE Smart Grid Communications (SmartGridComm), 2011, s. 303–308. 16. Hõimoja H., Vasiladiotis M., Rufer A., Power interfaces and storage selection for an ultrafast EV charging station, Proc. IEEE Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, University of Bristol, UK, 27–29 March 2012. 17. Das M. K. i in., 10 kV, 120 A SiC Half H-Bridge Power MOSFET Modules Suitable for High Frequency, Medium Voltage Applications, Proc. IEEE Energy Conversion Congress and Exposition ECCE, 2011, s. 2689–2692. 18. UNIFLEX PM, Advanced Power Convertors for Universal and Flexible Power Management in Future Electricity Networks, [on line]: http://www.eee. nott.ac.uk /uniflex/Project.htm.

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 4–9

19. Rodriguez J. i in., Predictive Current Control of a Three-Phase Four-Leg Inverter, Proc. 14th IEEE Power Electronics and Motion Control Conference (EPE/PEMC), 2010, s. 106–110. 20. Wojciechowski D., High Power Grid Interfacing AC-DC PWM Converters with Power Conditioning Capabilities, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, s. 1–6.

21. Jain A. K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verification, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, s. 1215–1227. Publikacja pokonkursowa Artykuł zwyciężył w konkursie na grant badawczy ENERGA SA

Marek Adamowicz dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: madamowi@ely.pg.gda.pl Pracuje na stanowisku adiunkta w Katedrze Mechatroniki i Inżynierii Wysokich Napięć Politechniki Gdańskiej. Był kierownikiem projektu LIDER, dotyczącego przekształtników AC/AC z przyrządów półprzewodnikowych z węglika krzemu dla elektrowni wiatrowych, w ramach pierwszego programu rozwoju młodej kadry naukowej Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (2010–2012). Zainteresowania naukowe to m.in.: opracowanie nowych układów przekształtnikowych dla sieci dystrybucyjnych SN, metod sterowania elektrowniami wiatrowymi oraz napędami elektrycznymi średniego napięcia o dwukierunkowym przepływie energii.

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 15–20

Application of MARKAL model to optimisation of electricity generation structure in Poland in the long-term time horizon Part I – concept of the model Author Marcin Jaskólski

Keywords MARKAL, linear programming, energy system modelling

Abstract In this paper, which inaugurates a series of papers on this subject, a concept is proposed of a power system development model with regard to the technological structure of electricity generation in Poland, in the long-term time perspective – until 2060. The model is based on the mathematical structure of the MARKAL optimization package. The paper presents a brief description of the tool used in the model research. In addition, the optimization criterion is described and the structure of the Reference Energy System is presented.

1. Introduction In this paper, which inaugurates a series of papers on this subject, a concept is proposed of a power system development model that covers the structure of electricity and heat generation in Poland. This includes the commercial electricity generation, i.e. system power plants, cogeneration plants, and heating plants, complemented by generation from distributed sources, such as independent power plants and renewable energy sources. Development of the heat balance and the structure of its production is due to the need to take into account cogeneration plants, in the model of the energy system for Poland. The tool used in the model research was a MARKAL (MARKet ALlocation) optimization package for programming energy system development models, with particular consideration of the generation structure, based on the energy balance [7, 8, 9]. This package was modified by the author and adapted to conduct analyses aimed at consideration of mechanisms to promote renewable energy sources and highly efficient cogeneration. The methodology of modelling these mechanisms was the subject of a dissertation [4], and was also published in papers [5, 6]. The model also includes the CO2 emission reduction mechanism in place in the EU, i.e. EU ETS – European Union Emission Trading Scheme, and domestic system of SO2 and NOx emissions reduction. In its standard version the MARKAL is a linear programming model based on minimizing the net present value of the cost of energy supply to the end user. Decision variables include, among others: the installed capacity and annual output from processing technologies of various forms of energy. The operating principle is the following: the model’s user provides the current and

forecasted demand for final or useful energy, and the optimization procedure selects the least-cost way to supply the energy to the recipient, subject to the constraints assumed for technical, economic, and environmental impacts of the energy system’s operation. Any capital expenditure proposed in the model is considered optimal throughout the entire considered time horizon, and not in the current time period. Values selected in the model’s standard version include the installed capacity and outputs from generation sources of the given technology, while neither the installed capacity of the generation units included in the sources are calculated, nor their numbers determined. A schematic diagram of the structure of the input data and results obtained using the MARKAL model is shown in fig. 1. The optimization criteria applied to the MARKAL model are described in chapter 2. The model’s time horizon is divided into five-year periods. The obtained assumptions and modelling results are balanced on an annual basis, but at the same time they are representative for the entire five-year period. The base period, i.e. the first period of the model analysis, covers the years 2005–2009. In the MARKAL model this period is marked with its first year (2005). It is a time interval, all of which relates to the past and for which historical data is given. The planning time horizon was set until 2060. The energy system is meant as a network of the interconnections of energy resources, in various forms, with end users through a set of energy technologies. In the described model the structure of connections of flows of various energy carriers with the corresponding technologies is called a Reference Energy System (RES). The Reference Energy System is described in chapter 3.

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 15–20

Technical characteristics

Energy carrier extraction and imports constraints

Economic characteristics

Useful energy demand

MARKAL

Market share

Min. system cost

Social and economic data

Energy resources Trade in energy carriers

Technical and economic data

Results .

Fig. 1. Schematic diagram of the structure of the model built using MARKAL package. Developed based on [7]

The model’s discount rate is set for the entire system at 10%. The retail price index, according to which economic indicators in the model are recalculated for 2009, is 2.5% per annum and is constant throughout the time horizon. The EUR to PLN exchange rate applied is: 1 EUR = 4.00 PLN. The following units are adopted in the model: energy unit = 1 TJ; power unit = 1 MW (electric power) or 1 MJ/s (thermal power) capacity unit = 1 TJ/a, monetary unit = 103 EUR (2009); emission unit = 1 t. Such a set of units allows obtaining the costs and expenses indices denominated in commonly used units, such as EUR (2009)/kW or EUR (2009)/GJ.

where: p – technology index e – energy carrier index s – energy supply option index (imp – purchase from outside the relevant area – import, eksp – sale outside the relevant area – export, min – extraction of non-renewable fuels, rnw – acquisition of primary energy from renewable sources) v – emitted pollution type index – annualized capital cost in the time period t, related to capital expenditures incurred in the relevant time horizon for the energy facilities operating by the technology p – fixed annual operation and maintenance costs associated with the capacity installed in the energy facilities operating by the technology p, in the time period t – annual variable operation and maintenance (excluding fuel) costs of the energy facilities operating by the technology p, in the time period t – annual cost of the fuel or energy supply e to the energy facilities operating by the technology p, in the time period t – annual costs of the purchase or sale of the commodity/ carrier (or primary energy acquisition) offered in the delivery option s, in the time period t – annual costs of the environmental fee due for the pollution emission v, in the time period t. A more detailed description of the stream of annual costs is the following:

2. Optimisation criterion This chapter presents the optimisation criterion used in the MARKAL model. It is the minimum of the discounted sum of the net present value of the annual costs generated by the energy system in all years of the time horizon [8]:

(3)

(1) (4) where: Z – total energy system cost discounted back to the base year [monetary unit] t – index of the period of time, for which data is entered T – number of periods in the time horizon [-] i – index of individual years in the time period t M – number of years in one time period t [a] K rt – annual cost generated by the energy system in the time period t [(monetary unit)/a] d – overall discount rate for the whole energy system [1/a]. The stream of the annual cost generated by the energy system is represented by the following relation: (2)

where: –

– –

capital expenditure per unit of capacity installed in the generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit)/(power unit)] capital recovery factor for the facilities operating by the technology p and built in the time period t [1/a] (decision variable) increment of capacity installed in all the generation facilities operating by the technology p, in the time period t – it is assumed that capital expenditures are incurred once in the first year of the time period t, and the new installed capacity is available throughout the period t and the following periods until the end of the service life specific to the facilities operating by the technology p [power unit]

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 15–20

– –

–

– –

The objective function and decision variables reach values from a solutions area limited by linear relations, concerning, among other constraints, the balance of energy carriers and commodities, and the balance of powers of energy facilities. The actual structure of the mathematical model is far more complicated. A wider discussion on it can be found in documentation [8]. Worth noting is the possibility to create own equations based on variables available in the standard version of the model and the coefficients determined by the user (so called ADRATIO). Good knowledge of the source code also allows creating own equations on the basis of self-created variables and parameters.

3. Reference Energy System (RES) The Reference Energy System (RES) is a kind of ”skeleton” of the model, by appropriate technologies and energy flows combining its resources with the final needs. RES is developed by the model’s

Import Non-renewable Renewable

Export

Processes

Conversion technologies

Useful energy demand

–

user and depends on the user’s creativity. Constraints to the model’s design are due to the rules adopted by the MARKAL tool’s developers. They mainly refer to distribution of all technologies available in the MARKAL model into three groups: 1) processes; 2) conversion technologies; 3) demand devices. Technologies, in the MARKAL programme ”processes (PRC)”, are referred as to energy conversion, with the exception of the changes with electricity and/or heat as their output carrier. For electricity and/or heat generation ”conversion technologies (CON)” are responsible, which include power plants, heating plants and cogeneration plants. ”Demand devices (DMD)” convert energy carriers (fuel, electricity, heat) to useful energy (such as heat for heating premises, heat for domestic hot water, cold for air conditioning, etc.) to meet demand for energy services. An example of the technology referred to as ”process” can be a crude oil refinery process, while the ”demand device” may be exemplified by an individual gas boiler, electric heating system, or lighting technology. Fig. 2 presents a schematic diagram of the Reference Energy System in the MARKAL programme.

Demand devices

–

specific fixed operation and maintenance costs in the generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit)/((power unit) a)] (decision variable) total capacity installed in all the energy facilities operating by the technology p, in the time period t [power unit] specific variable operation and maintenance costs in the generation facilities operating by the technology p, in each year of the time period t [(monetary unit)/ (energy unit)] time interval index as per year divided into seasons and daily zones (decision variable) energy output from the facilities operating by the technology p, in the time interval w in each year of the time period t [(energy unit)/a] delivery cost per unit of energy in the input fuel e to the generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit) / (energy unit)] specific energy consumption in the input fuel e in the generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit) / (energy unit)] acquisition or sale price per unit of the energy (commodity) z under the delivery option s, in the time period t [(monetary unit) / (energy unit)] (decision variable) annual amount of energy (commodity) acquired or sold under the delivery options in each year of the time period t [(energy unit)/a] specific cost of the pollution emission v in each year of the time period t – represents the cost of environmental fee and the cost of acquiring emission allowances [( monetary unit)/ (weight unit)] (decision variable) amount of the pollution emissions v or its equivalent (amount of required emission allowances) in each year of the time period t [(weight unit)/a] discount rate for the technology p technical lifetime of machinery and equipment in the energy facilities operating by the technology p.

Supply options

–

Fig. 2. Schematic diagram of Reference Energy System (RES) in MARKAL programme. Developed based on [7]

In the present approach, as opposed to dissertation [4], for the sake of the model’s structural simplicity, no balance levels corresponding to power distribution and transmission grid are distinguished. For the same reason there are no separate balancing levels for heat from district, industrial, and local sources, but instead one level is proposed for all groups of producers. Modelling of the power system and heating systems in the form of balancing levels (”busbars”) is due to the MARKAL tool’s limitations. More detailed analysis of the transmission and distribution infrastructure development requires the use of a different type of modelling tools that take into account the structure’s complexity. In the Reference Energy System (RES) concept-based models the power grid infrastructure is presented in a very simplified way. In the MARKAL model using the standard approach the power system can be expressed by a single busbar. Assigned to such a busbar are the specific variable operation and maintenance costs and specific capital expenditures referred to the capacities installed in new generation technologies, proposed by the optimization procedure. The model user also determines the electricity transmission and distribution efficiency.

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 15–20

The grid infrastructure data was developed on the basis of information contained in studies [4, 10]. The ERESERV parameter was determined on the basis of the peak power demand in 2009 [1] and on the basis of the average power demand in the winter-day period. It is assumed that each new capex project brings with it the need for investment in the grid infrastructure. With regard to centralized facilities (CEN) capital expenditures for the transmission and distribution grid are taken into account, and the associated operating costs, while for decentralized power plants (DCN), defined as sources connected to the distribution grid, only the distribution system – related expenditures and costs are considered. Indices were determined for the capital expenditures and operating costs assigned to power grids. The capital expenditure indices for the transmission grid were estimated on the basis of the expenditure incurred for construction of 100 km of 400 kV single circuit transmission line. The data was taken from [10]. The distribution grid was described on the basis of the assumptions proposed in [11]. That study specifies the total capital expenditure for a distribution grid per 1 GW of new capacity installed in power plants, which was used to calculate the unit capital expenditure for the distribution grid in the case of the construction of new power plants. In this model the electricity transmission and distribution efficiency is determined on the basis of ARE SA data [2] on electricity losses in the power system. The distribution of electricity demand due to the season of the year was based on monthly energy balances in ARE SA’s statistics of the Polish power sector [2]. The daily distribution is based on data from the PSE Operator SA website [1], where power system load statistics are published. This allowed including the power system’s loads varied during days and at nights in the model. Based on the data, the percentage distribution of electricity demand (NDM_FR) was compiled for each time interval (ZY), specified by the time of the year (Z) and time of day (Y). Due to the lack of detailed data, the same distribution of electricity demand was assumed in all sectors of the economy (DM). The yearly distribution of energy demand is necessary because of the seasonal and daily load variation. It allows for modelling of simplified characteristics of the demand for power in the power or heating system. Owing to this approach, the average power demand in the season’s ”day” and ”night” is obtained. These characteristics, however, are not sufficient to represent the year’s peak load, which is needed to determine the maximum capacity required in the system. For this purpose, the model selects the time interval with the highest average power demand (typically winter-day) and with respect to the interval it selects the peak demand, based on the model user-specified coefficients. The most important of these are: reserve index (ERESERV) and share rates of power plants, or rather of groups of power plants with common characteristics (technological options), in covering the peak demand for power. A year was divided by allocating full months of a season duration to each model season. Winter covers the months of January

– March, spring and autumn (intermediate season) April – June and October – December, while the summer covers July September. Times of day (day and night) were chosen so as to be equal in all seasons. Day covers the hours from 8.00 am to 7.59 pm, and night - the hours from 8.00 pm to 7.59 am. In the RES model for Poland (MARKAL – PL) the electricity and/ or heat generation technologies were used that belong to the CON (conversion technologies) group. It includes power plants ELE (ELEctric plants), cogeneration plants CPD (CouPleD production plants) and heating plants HPL (Heating PLants). The names consist of three letters. The power plant and cogeneration plant names begin with letter E, while the heating plant names with letter H. The technologies representing existing power plants and CHP were given names consisting of letters E and two digits, for example E11, E64, E81. New power plants, i.e. the technologies representing power plants with common characteristics, were given names consisting of a letter, digit, and another letter, for example E1A, E3A, etc. Coal and lignite – fired power plants were named E11, E12, E1A, etc. (the second character is digit 1). Nuclear power plants: E2A, E2B, E2C. Renewable energy sources, excluding commercial hydroelectric power plants and renewable fuel - fired cogeneration plants were assigned digit 3, for example E31, E33, E3A. Digit 4 is reserved for natural gas power plants (e.g. E4A). Digit 5 corresponds to commercial hydro power plants, including pumping plants (e.g. E53, E55). Digit 6, as the second character, appears in the names of all commercial and independent power plants, for example, E64, E6A, etc. Digit 8 was assigned to existing industrial cogeneration plants, e.g. E81, E82, etc. Because of the large number of CON technologies, for the purposes of RES presentation in fig. 3 they have been grouped by common characteristics, such as E10 – coal-fired commercial power plants, E20 – nuclear power plants, E60 – commercial cogeneration plants, etc. The breakdown of existing power plants by energy technologies is mainly determined by the availability of relevant detailed data. Thus, commercial and independent power plants (technologies E64 - E68) were grouped by their installed capacities, according to the methodology adopted in the Polish Power Sector Statistics [2]. ENT (ENergy Types) index contains energy carriers and other commodities that can be traded, and are derived from energy technologies. Therefore, property rights to energy origin certificates were specified. Given the level of detail of fuel consumption data available from Agencja Rynku Energii SA (The Energy Market Agency) sources [2, 3], aggregated energy carriers were used, such as biomass and biogas (BBG), and liquid fuels (LQD). In turn, for local and individual heat sources the aggregated energy carrier (PAX) was used, representing fuels for this type of facilities. Due to the adopted assumption that in the basic model version the demand will refer to final, and not useful, energy; the demand devices (DMD) do not represent any physically existing devices; they are called dummy technologies. Thus, for the demand for electricity and heat in each sector of the economy, the minimum number of (P) demand devices was suggested, so that P = 1.

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 15–20

ELC HCO LIG NGA LQD BBG HYD OTH WIN BGS BIO SMW PAX URN SOL GEO

The energy supply options (SRCENCP) include extraction and import of fuels, and acquisition of renewable fuels and municipal waste. A diagram of the Reference Energy System (RES) for the developed MARKAL – PL model in its basic version is shown in fig. 3.

'IMPELC1' 'IMPELC2'

IE AE CE RE TE

ELC LTH

E10

IE1

E20

AE1

E30

CE1

E40

RE1

'EXPELC1' 'MINHCO1' 'IMPHCO1' 'MINLIG1' 'MINNGA1' 'IMPNGA1' MINOTH1' 'RNWBBG1' 'MINLQD1'

E50 TE1 E60 IH AH CH RH

E80

'RNWBIO1' 'RNWBGS1'

IH1 AH1

H10

CH1

'IMPURN1'

H20 'RNWSMW1'

H30

'MINPAX1'

H40

RH1

Fig. 3. Diagram of Reference Energy System (RES) for MARKAL – PL model’s basic version (own study)

DM – IH – AH – CH – RH – IE – AE – TE – CE – RE – ENT – ELC – LTH – HCO – LIG – NGA – OTH – BIO – BGS – BBG – HYD – WIN – LQD – PAX – URN – SOL – GEO – SMW –

Demand categories (DeMand) heat demand – industry heat demand – agriculture heat demand – services commercial heat demand – residential sector electricity – industry electricity – agriculture electricity – transport electricity – services commercial electricity – residential sector Energy carriers (ENergy Types) electricity low temperature heat hard coal lignite natural gas other fuels biomass biogas biomass & biogas hydro power wind liquid fuels for power plant and cogeneration plants fuels for local heat sources uranium for nuclear power plants solar geothermal solid municipal waste

CON – Energy conversion technologies (CONversion technologies) E10 – commercial/public thermal power plants – hard coal (HC) and lignite (BC) E11 – hard coal fired commercial thermal power plants E12 – lignite fired commercial thermal power plants E1A – hard coal fired commercial thermal power plants – new (2010–2025) E1B – lignite fired commercial thermal power plants – new (2010–2025) E1D – IGCC CCS – HC E1E – PF CCS – HC E20 – Nuclear power plants E2A – nuclear plants with PWR reactors (2025–2030) E2B – NPP Gen IV – GTMHR (19% U235 enrichment) E2C – NPP Gen IV – PBR Pebble bed reactor (9% U235 enrichment) E30 – independent power plants – renewable energy sources (RES) E31 – flow hydro plants – independent E33 – wind turbines E34 – biogas power plants E35 – biomass power plants E3A – wind farms – new (2010–2025) E3B – wind turbines – offshore E3C – PV photovoltaic panels E3D – power plants with energy crop gasification (biomass) E3E – GTCC Gas Turbine Combined Cycle plants with biomass gasification E3F – GTCC Gas Turbine Combined Cycle plants with biomass gasification and CO2 sequestration (after 2030) E3G – power plants with energy crop gasification (biomass) – newer E3H – biogas engine E3J – municipal waste fired system with steam turbine E40 – Natural gas fired power plants (GZ) E4A – intervention gas sources (2015–2025) E4B – natural gas fired commercial heat power plants – new (2010–2025) E4C – GTCC gas/steam plants with CCS E4E – natural gas fired fuel cells E50 – commercial hydro and pumped storage plants E52 – other hydro plants (natural inflow) E53 – pumped storage plants E55 – hydro plant with pump element E60 – commercial and independent cogeneration plants E64 – commercial cogeneration plants – EC1 E65 – commercial cogeneration plants – EC2 E66 – commercial cogeneration plants – EC3 E67 – commercial cogeneration plants – EC4 E68 – independent cogeneration plants – ECN E6A – hard coal fired commercial cogeneration plants – new (2010–2025) E6B – natural gas fired commercial cogeneration plants – new (2010–2025) E6C – biomass fired commercial cogeneration plants – new (2010–2025)

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 15–20

E6D – biogas fired cogeneration plant (new) E6E – fuel cell cogeneration plant (natural gas) E6F – CHP gas microturbine (< 120 kW) E80 – industrial cogeneration plants E81 – hard coal fired industrial cogeneration plants E82 – gas fired industrial cogeneration plants E83 – biomass and gas fired industrial cogeneration plants E84 – other fuel fired industrial cogeneration plants H10 – commercial heat plants H10 – commercial heat plants (existing) H1A – natural gas fired heat plant H1B – geothermal heat plant H1C – solar heat plant H1D – biomass fired heat plant H20 – non-commercial heat plants H20 – commercial heat plants (existing) H30 – local heat sources H31 – industry H32 – services H33 – households H34 – agriculture H40 – individual heat sources (heat balance complement) H40 – individual – for heat balance complement SRCENCP – Energy acquisition options (SouRCe ENergy Carrier Price level) IMPELC1 – electricity import IMPELC2 – electricity import EXPELC1 – electricity export MINHCO1 – hard coal extraction IMPHCO1 – hard coal import MINLIG1 – lignite extraction MINNGA1 – natural gas extraction IMPNGA1 – natural gas import MINOTH1 – acquisition - other fuels RNWBIO1 – biomass acquisition RNWBGS1 – biogas acquisition RNWBBG1 – acquisition – biomass and biogas MINLQD1 – liquid fuel acquisition MINPAX1 – other fuel acquisition IMPURN1 – uranium import RNWSMW1 – solid municipal waste acquisition

4. Summary The next part of the series of papers will present a set of assumptions adopted in the MARKAL model for Poland. Also presented will be electricity and heat demand forecasts, and forecast of power unit outages in existing power plants and cogeneration plants, as well as an annual listing of technical and economic indicators of the energy technologies included in the model database.

REFERENCES 1. Zapotrzebowanie mocy w KSE, PSE Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2012, http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=77. 2. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej (2001–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warsaw 2002–2010. 3. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego (2007–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warsaw 2008–2010. 4. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem bioenergii, doctoral dissertation, Gdańsk University of Technolog, Gdańsk 2006. 5. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetycznych z uwzględnieniem mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii, Archiwum Energetyki 2007, Vol. XXXVII, special issue: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa ”Aktualne problemy w elektronergetyce APE ’07”, Polish Academy of Sciences, The Committee on Power Engineering Problems, Gdańsk 2007. 6. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii w modelach rozwoju systemów energetycznych, Rynek Energii, April 2007, Issue 2(69), pp. 41–47, Kaprint, Lublin 2007. 7. Fishbone L.G. et al. User’s Guide for MARKAL (BNL/KFA Version 2.0). IEA, Upton, Long Island, New York and KFA, Jülich, Germany, 1983. 8. Loulou R., Goldstein G., Noble K., Documentation for the MARKAL Family of Models, Energy Technology Systems Analysis Programme, October 2004. 9. Seebregts A.J., Goldstein G.A., Smekens K., Energy/Environmental Modeling with the MARKAL Family of Models, International Resources Group, Washington 2000. 10. Kamrat W., Metody oceny efektywności inwestowania w elektroenergetyce, Gdańsk University of Technology Publishers, Gdańsk 2004. 11. Waltrowski T., Babraj P., Polityka inwestycyjna spółek dystrybucyjnych a bezpieczeństwo dostaw energii, Wokół Energetyki, December 2004.

Marcin Jaskólski Gdańsk University of Technology e-mail: mjask@ely.pg.gda.pl Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His scientific interests, besides integrated modelling of power system development, include the use of renewable energy resources and nuclear power generation.

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 15–20

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 15–20. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Zastosowanie modelu MAKRAL do optymalizacji struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w długoterminowym horyzoncie czasowym. Część I – koncepcja modelu Autor

Marcin Jaskólski

Słowa kluczowe

MARKAL, programowanie liniowe, modelowanie systemów energetycznych

Streszczenie

Artykuł rozpoczynający cykl artykułów o tej tematyce, prezentuje koncepcję modelu rozwoju systemu energetycznego w zakresie struktury technologicznej wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, w horyzoncie długoterminowym – do roku 2060. Model ten oparty jest na strukturze matematycznej pakietu optymalizacyjnego MARKAL. Przedstawiono krótką charakterystykę narzędzia zastosowanego w badaniach modelowych. Ponadto opisano kryterium optymalizacji i zaprezentowano strukturę Energetycznego Systemu Odniesienia (ang. Reference Energy System).

finalną lub użyteczną, a procedura optymalizacyjna wybiera najtańszy sposób dostawy energii do odbiorcy, przy spełnieniu założonych ograniczeń, dotyczących aspektów technicznych, ekonomicznych i środowiskowych pracy systemu energetycznego. Wszelkie proponowane w modelu inwestycje są uważane za optymalne w całym rozpatrywanym horyzoncie czasowym, a nie w bieżącym okresie czasu. W standardowej wersji modelu dobierane wielkości dotyczą mocy zainstalowanej i produkcji energii w źródłach wytwórczych danej technologii, natomiast nie są obliczane wielkości jednostek wytwórczych wchodzących w skład źródeł ani nie jest określana ich liczba. Schemat ideowy struktury danych wejściowych i rezultatów uzyskiwanych za pomocą modelu MARKAL przedstawiono na rys. 1. Kryterium optymalizacji, zastosowane w modelu MARKAL, opisano w rozdziale 2. .

Zasoby energii Handel nośnikami energetycznymi

Dane techniczno-ekonomiczne Charakterystyki Charakterystyki techniczne ekonomiczne

Ograniczenia wydobycia i importu nośników energetycznych

Zapotrzeb. na energię użyteczną

MARKAL

Min. koszt systemu

Dane społeczno-ekonomiczne

1. Wprowadzenie W niniejszym artykule przedstawiono koncepcję modelu rozwoju systemów energetycznych, obejmującego strukturę wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w Polsce. Uwzględniono w nim produkcję ze źródeł energetyki zawodowej, tj. elektrowni systemowych, elektrociepłowni, przedsiębiorstw ciepłowniczych oraz uzupełniono o wytwarzanie energii ze źródeł generacji rozproszonej, tj. elektrowni niezależnych, odnawialnych źródeł energii. Opracowanie bilansu ciepła oraz struktury jego wytwarzania wynika z konieczności uwzględnienia źródeł wytwarzających ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu, w modelu systemu energetycznego dla Polski. Narzędziem wykorzystanym w badaniach modelowych był pakiet optymalizacyjny MARKAL (MARKet ALlocation) do programowania modeli rozwoju systemów energetycznych, ze szczególnym uwzględnieniem struktury wytwórczej, na podstawie bilansu energii [7, 8, 9]. Pakiet ten został zmodyfikowany przez autora i przystosowany do prowadzenia analiz mających na celu uwzględnienie mechanizmów promowania źródeł odnawialnych i wysokosprawnej kogeneracji. Metodyka modelowania tych mechanizmów była przedmiotem rozprawy [4], a także została opublikowana w pracach [5, 6]. W modelu uwzględniono również mechanizm ograniczania emisji CO2, obowiązujący w UE, tzn. EU ETS – European Union Emission Trading Scheme oraz krajowe systemy ograniczania emisji SO2 i NOx. W swojej standardowej wersji model MARKAL pozwala na rozwiązywanie problemów programowania liniowego opartych na minimalizacji zaktualizowanej wartości netto kosztów dostawy energii do odbiorcy końcowego. Zmiennymi decyzyjnymi są m.in.: wielkość mocy zainstalowanej i wielkość rocznej produkcji w technologiach przetwarzania różnych form energii. Zasada działania jest następująca: użytkownik modelu podaje aktualne i prognozowane zapotrzebowanie na energię

Udział w rynku

Wyniki .

Rys. 1. Schemat ideowy struktury modelu budowanego za pomocą pakietu MARKAL. Opracowano na podstawie [7]

Horyzont czasowy modelu podzielono na okresy pięcioletnie. Uzyskane założenia i wyniki modelowania są bilansowane w ujęciu rocznym, ale jednocześnie są reprezentatywne dla całego pięcioletniego okresu. Okresem bazowym, tzn. pierwszym okresem analizy modelowej, są lata 2005–2009. W modelu MARKAL okres

ten oznaczony jest pierwszym rokiem jego trwania (2005). Jest to przedział czasu, który w całości odnosi się do przeszłości i dla którego podane zostały historyczne dane. Horyzont czasowy planowania został wyznaczony do 2060 roku. System energetyczny jest rozumiany jako sieć wzajemnych powiązań zasobów energii w różnych postaciach z odbiorcami końcowymi poprzez zestaw technologii energetycznych. W opisywanym modelu struktura powiązań przepływów poszczególnych nośników energii z odpowiadającymi im technologiami nazywa się Energetycznym Systemem Odniesienia (ESO lub RES, ang. Reference Energy System). Energetyczny system odniesienia opisano w rozdziale 3. Stopa dyskonta w modelu została ustalona dla całego systemu na poziomie 10%. Wskaźnik wzrostu cen detalicznych, wg którego wskaźniki ekonomiczne w modelu przeliczane są na rok 2009, wynosi 2,5% rocznie i jest stały w całym horyzoncie czasowym. Zastosowany kurs euro do złotówki jest następujący: 1 EUR = 4,00 PLN. Przyjęto następujące jednostki w modelu: jednostka energii = 1 TJ; jednostka mocy = 1 MW (moc elektryczna) lub 1 MJ/s (moc cieplna); jednostka zdolności produkcyjnej = 1 TJ/a; jednostka monetarna = 103 EUR (2009); jednostka emisji = 1 t. Przyjęcie takiego zestawu pozwala na uzyskanie wskaźników kosztów i nakładów wyrażonych w powszechnie stosowanych jednostkach, np. EUR (2009)/kW lub EUR (2009)/GJ. 2. Kryterium Optymalizacji W niniejszym rozdziale przedstawiono kryterium optymalizacji zastosowane w modelu MARKAL. Jest nim minimalizacja zdyskontowanej sumy zaktualizowanej wartości strumienia kosztów rocznych, generowanych przez system energetyczny we wszystkich latach horyzontu czasowego [8]: (1)

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 15–20

gdzie: Z – całkowity zdyskontowany do roku bazowego koszt systemu energetycznego [jednostka monetarna] t – indeks okresu czasu, dla którego wprowadzane są dane T – liczba okresów w horyzoncie czasowym [-] i – indeks pojedynczych lat w okresie czasowym t M – liczba lat w jednym okresie czasowym t [a] K rt – koszty roczne generowane przez system energetyczny w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/a]; d – ogólna stopa dyskonta dla całego systemu energetycznego [1/a].

(3) –

– (4) – gdzie:

Strumień kosztów rocznych generowanych przez system energetyczny przedstawiony jest za pomocą następującej zależności: (2)

gdzie: p e s

– indeks technologii – indeks nośnika energii – indeks opcji pozyskania lub dostawy energii (imp – zakup spoza rozpatrywanego obszaru – import, eksp – sprzedaż poza rozpatrywany obszar – eksport, min – wydobycie paliw nieodnawialnych, rnw – pozyskanie energii pierwotnej ze źródeł odnawialnych) – i n d e k s t y pu e m itow an e go zanieczyszczenia – uśrednione roczne koszty obsługi kapitału w okresie czasu t, związane z nakładami inwestycyjnymi ponoszonymi w rozpatrywanym horyzoncie czasowym na obiekty energetyczne pracujące wg technologii p – roczne koszty eksploatacyjne stałe, związane z zainstalowaną mocą w obiektach energetycznych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t – roczne koszty materiałów ruchowych obiektów energetycznych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t – roczne koszty dostawy paliwa lub energii e do obiektów energetycznych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t – roczne koszty zakupu lub sprzedaży towaru/nośnika (albo pozyskania energii pierwotnej) oferowanego w opcji dostawy s, w okresie czasu t – roczne koszty użytkowania środowiska na skutek emisji zanieczyszczenia v, w okresie czasu t.

Bardziej szczegółowy opis strumienia kosztów rocznych przedstawia się następująco:

– nakłady inwestycyjne na jednostkę mocy zainstalowanej w obiektach wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/(jednostka mocy)] – rata kapitałowa dla obiektów pracujących wg technologii p i zbudowanych w okresie czasu t [1/a] – (zmienna decyzyjna) przyrost mocy produkcyjnej zainstalowanej we wszystkich obiektach wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t – zakłada się, że nakłady inwestycyjne ponoszone są jednorazowo w pierwszym roku okresu t, a zainstalowana nowa moc jest dostępna przez cały okres t i okresy następne do momentu zakończenia okresu użytkowania charakterystycznego dla obiektów pracujących wg technologii p [jednostka mocy] – jednostkowe roczne koszty eksploatacyjne stałe w obiektach wytwórczych pracujących wg technologii p, w każdym roku okresu czasu t [(jednostka monetarna)/((jednostka mocy)∙a)] – (zmienna decyzyjna) całkowita moc zainstalowana we wszystkich obiektach wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [jednostka mocy] – jednostkowe roczne koszty materiałów ruchowych w obiektach wytwórczych pracujących wg technologii p, w każdym roku okresu czasu t [(jednostka monetarna)/ /(jednostka energii)] – indeks przedziału czasowego wg podziału roku na pory roku i strefy dobowe – (zmienna decyzyjna) ilość wyprodukowanej energii przez obiekty pracujące wg technologii p, w przedziale czasowym w każdego roku okresu czasu t [(jednostka energii)/a] – koszt dostawy jednostki energii w paliwie wsadowym e do obiektów wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/(jednostka energii)] – jednostkowe zużycie energii w paliwie wsadowym e w obiektach

–

– –

wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [(jednostka energii)/(jednostka energii)] cena pozyskania lub sprzedaży jednostki energii (towaru) z opcji dostawy s, w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/(jednostka energii)] (zmienna decyzyjna) roczna ilość energii (towaru) pozyskiwanej lub sprzedawanej w ramach opcji dostawy s w każdym roku okresu czasu t [(jednostka energii)/a] jednostkowy koszt emisji zanieczyszczenia v w każdym roku okresu czasu t – reprezentuje koszty użytkowania środowiska oraz koszty pozyskania uprawnień do emisji [(jednostka monetarna)/(jednostka masy)] (zmienna decyzyjna) ilość emisji zanieczyszczenia v lub jej równoważnika (ilość wymaganych uprawnień do emisji) w każdym roku w okresie czasu t [(jednostka masy)/a] stopa dyskonta dla technologii p okres eksploatacji maszyn i urządzeń w obiektach energetycznych pracujących wg technologii p.

Funkcja celu i zmienne decyzyjne osiągają wartości z obszaru rozwiązań ograniczonego liniowymi zależnościami, dotyczącymi m.in. bilansu nośników energii i towarów oraz bilansu mocy obiektów energetycznych. Rzeczywista struktura matematyczna modelu jest znacznie bardziej skomplikowana. Szersze jej omówienie znajduje się w dokumentacji [8]. Na uwagę zasługuje fakt możliwości tworzenia własnych równań na podstawie zmiennych dostępnych w standardowej wersji modelu i współczynników określanych przez użytkownika (tzw. ADRATIO). Dobra znajomość kodu źródłowego pozwala również na tworzenie własnych równań na bazie utworzonych przez siebie zmiennych i parametrów. 3. Energetyczny System Odniesienia (RES) Energetyczny System Odniesienia (ang. RES) to swoisty „szkielet” modelu, łączący odpowiednimi technologiami i przepływami energii jej zasoby z zapotrzebowaniem finalnym. RES jest opracowywany przez użytkownika modelu i zależy od jego inwencji twórczej. Ograniczenia w jego budowaniu wynikają z zasad przyjętych przez twórców narzędzia MARKAL. Dotyczą one m.in. podziału wszystkich dostępnych w modelu MARKAL technologii na trzy grupy: 1) procesy (processes); 2) technologie przetwarzania (conversion technologies); 3) „technologie popytowe” (demand devices). Technologie nazywane w programie MARKAL „procesami (PRC)” odpowiadają za przetwarzanie energii z wyłączeniem przemian, których nośnikiem wyjściowym jest energia elektryczna lub ciepło. Za produkcję tych dwóch ostatnich odpowiedzialne są „technologie przetwarzania (CON)”, wśród których rozróżnia się

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 15–20

elektrownie, ciepłownie i elektrociepłownie. „Technologie popytowe (DMD)” przetwarzają nośniki energii (paliwa, energia elektryczna, ciepło) na energię użyteczną (np. ciepło do ogrzewania pomieszczeń, ciepło do przygotowania ciepłej wody użytkowej, chłód sieciowy do klimatyzacji pomieszczeń itp.), aby pokryć zapotrzebowanie na usługi energetyczne. Przykładem technologii określanej mianem „procesu” może być rafinacja ropy naftowej, natomiast „technologii popytowej” – indywidualny kocioł gazowy, instalacja ogrzewania elektrycznego albo

Rys. 2. Schemat ideowy Energetycznego Systemu Odniesienia (ESO) w MARKAL. Opracowano na podstawie [7]

technologia oświetleniowa. Na rys. 2 zaprezentowano schemat ideowy Energetycznego Systemu Odniesienia w programie MARKAL. W rozważanym podejściu, inaczej niż w rozprawie [4], nie wyróżniono poziomów bilansowych, odpowiadających sieci rozdzielczej i przesyłowej elektroenergetycznej, dążąc do prostej struktury modelu. Z tego samego powodu nie wyodrębniono poziomów bilansowych ciepła ze źródeł zawodowych, niezawodowych lub lokalnych, lecz zaproponowano jeden wspólny dla wszystkich grup wytwórców. Zastosowanie metody modelowania systemu elektroenergetycznego i systemów ciepłowniczych w postaci poziomów bilansowych („zbiorczych szyn”) wynika z ograniczeń narzędzia MARKAL. Do bardziej szczegółowej analizy rozwoju infrastruktury przesyłowej i rozdzielczej wymagane jest zastosowanie innego typu narzędzi modelowych, które uwzględniają złożoność tej struktury. W modelach bazujących na koncepcji Energetycznego Systemu Odniesienia (RES) elektroenergetyczna infrastruktura sieciowa jest przedstawiana w bardzo uproszczony sposób. W modelu MARKAL, z zastosowaniem standardowego podejścia, system elektroenergetyczny może być wyrażony za pomocą pojedynczej zbiorczej szyny. Przypisane są jej jednostkowe zmienne koszty eksploatacyjne i jednostkowe nakłady inwestycyjne, odniesione do mocy zainstalowanej w nowych technologiach wytwórczych, proponowanych przez procedurę optymalizacyjną. Użytkownik modelu określa również sprawność przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Dane dotyczące infrastruktury sieciowej opracowano na podstawie informacji zawartych w pracach [4, 10]. Wskaźnik ERESERV określono na podstawie szczytowego zapotrzebowania na moc w 2009 roku [1] oraz na podstawie średniego zapotrzebowania na moc w okresie zima-dzień (winter-day). Zakłada się, że każda nowa inwestycja niesie za sobą konieczność inwestowania

w infrastrukturę sieciową. W przypadku obiektów scentralizowanych (CEN) uwzględnia się nakłady na sieć przesyłową i dystrybucyjną oraz związane z nimi koszty eksploatacyjne, zaś dla elektrowni zdecentralizowanych (DCN), definiowanych jako źródła przyłączone do sieci rozdzielczej, brane są pod uwagę tylko nakłady i koszty związane z systemem dystrybucyjnym. Określono wskaźniki nakładów inwestycyjnych i kosztów eksploatacyjnych przypisanych sieciom elektroenergetycznym. Wskaźniki nakładowe dla sieci przesyłowej zostały oszacowane na podstawie wydatków poniesionych na inwestycję w 100 km linii przesyłowej jednotorowej 400 kV. Dane zaczerpnięto z [10]. Sieć rozdzielczą (dystrybucyjną) opisano na podstawie założeń zaproponowanych w [11]. Opracowanie podaje łączne nakłady na sieć dystrybucyjną na 1 GW nowych mocy zainstalowanych w elektrowniach, co wykorzystano do obliczeń jednostkowych nakładów na inwestycję w sieć dystrybucyjną w przypadku budowy nowych elektrowni. W omawianym modelu określono sprawności przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej na podstawie danych ARE SA [2] o stratach energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym. Rozkładu zapotrzebowania na energię elektryczną ze względu na pory roku dokonano na podstawie bilansów miesięcznych energii w statystykach elektroenergetyki polskiej ARE SA [2]. Rozkład dobowy opracowano na podstawie danych z serwisu internetowego PSE-Operator SA [1], gdzie opublikowano charakterystyki obciążenia systemu elektroenergetycznego. Pozwoliło to na uwzględnienie w modelu zróżnicowanego obciążenia systemu elektroenergetycznego w ciągu dnia i w nocy. Na podstawie tych danych opracowano rozkład procentowy zapotrzebowania na energię elektryczną (NDM_FR) dla każdego przedziału czasowego (ZY), określonego porą roku (Z) i porą doby (Y). Z uwagi na brak szczegółowych danych, przyjęto ten sam rozkład zapotrzebowania na energię elektryczną we wszystkich sektorach gospodarki (DM). Rozkład zapotrzebowania na energię w roku jest konieczny ze względu na sezonową i dobową zmienność obciążenia. Pozwala on na modelowanie uproszczonej charakterystyki zapotrzebowania na moc w systemie elektroenergetycznym lub ciepłowniczym. Dzięki takiemu podejściu otrzymuje się średnie zapotrzebowanie na moc w danym sezonie w porze doby „dzień” i „noc”. Taka charakterystyka jednak nie wystarcza do zobrazowania najwyższego obciążenia w roku, a jest ono potrzebne do określenia mocy osiągalnej wymaganej w systemie. W tym celu model wybiera przedział czasowy o najwyższym średnim zapotrzebowaniu na moc (zwykle zima-dzień) i względem niego dobiera szczytowe zapotrzebowanie, bazując na podanych przez użytkownika modelu współczynnikach. Najistotniejszymi z nich są: współczynnik rezerwy (ERESERV) oraz współczynniki udziału mocy danej elektrowni, a raczej grupy elektrowni o wspólnych cechach (opcji technologicznej), w pokrywaniu szczytowego zapotrzebowania na moc.

Podziału roku dokonano, przydzielając pełne miesiące trwania pór roku do poszczególnych sezonów modelowych. Zima obejmuje miesiące styczeń – marzec, wiosna i jesień (pora przejściowa) kwiecień – czerwiec i październik – grudzień, natomiast lato miesiące: lipiec – wrzesień. Pory dnia (dzień i noc) dobrano tak, aby we wszystkich sezonach były sobie równe. Dzień obejmuje godziny od 8.00 do 19.59, a noc – godziny od 20.00 do 7.59. W ESO (RES) modelu dla Polski (MARKAL-PL) wykorzystano technologie wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła należące do grupy CON (CONversion technologies). Obejmuje ona elektrownie ELE (ELEctric plants), elektrociepłownie CPD (CouPleD production plants) i ciepłownie HPL (Heating PLants). Nazwy składają się z trzech liter. Nazwy elektrowni (el.) i elektrociepłowni (ec, EC) zaczynają się od litery E, zaś nazwy ciepłowni od litery H. Technologiom reprezentującym elektrownie i EC istniejące nadano nazwy składające się z litery E i dwóch cyfr, np. E11, E64, E81. Nowym elektrowniom, tzn. technologiom reprezentującym elektrownie o wspólnych cechach charakterystycznych, nadano nazwy składające się z litery, cyfry i litery, np. E1A, E3A, itp. Elektrowniom opartym na węglu kamiennym i brunatnym nadano nazwy E11, E12, E1A itp. (drugi znak to cyfra 1). Elektrowniom jądrowym: E2A, E2B, E2C. Odnawialnym źródłom energii, z wyłączeniem elektrowni wodnych zawodowych oraz elektrociepłowni na paliwa odnawialne, przypisano cyfrę 3, np. E31, E33, E3A. Cyfra 4 zarezerwowana jest dla elektrowni na gaz ziemny (np. E4A). Cyfra 5 odpowiada elektrowniom wodnym zawodowym, obejmującym elektrownie pompowe (np. E53, E55). Cyfra 6, jako drugi znak, występuje w nazwie wszystkich elektrociepłowni zawodowych i niezależnych, np. E64, E6A, itp. Cyfrę 8 przeznaczono elektrociepłowniom przemysłowym istniejącym, np. E81, E82, itp. Z powodu dużej liczby technologii CON, do celów przedstawienia ESO (RES) na rys. 3, pogrupowano je wg wspólnych cech charakterystycznych, np. E10 – elektrownie zawodowe na węgiel, E20 – elektrownie jądrowe, E60 – elektrociepłownie zawodowe, itp. Podział istniejących elektrowni na technologie energetyczne wynika głównie z dostępności szczegółowych danych na ich temat. Stąd elektrociepłownie zawodowe i niezależne (technologie E64 – E68) pogrupowano wg mocy zainstalowanej, zgodnie z metodyką przyjętą w Statystyce Elektroenergetyki Polskiej [2]. Indeks ENT (ENergy Types) zawiera nośniki energii i inne towary, które mogą być przedmiotem handlu, a pochodzą z technologii energetycznych. Dlatego wyszczególniono prawa majątkowe do świadectw pochodzenia energii. Z uwagi na poziom uszczegółowienia danych o zużyciu paliwa, dostępnych w źródłach Agencji Rynku Energii SA [2, 3], zastosowano zagregowane nośniki energetyczne, tj. biomasę i biogaz (BBG), paliwa ciekłe (LQD). Z kolei dla lokalnych i indywidualnych źródeł ciepła zastosowano zagregowany nośnik energetyczny (PAX), reprezentujący paliwa dla tego typu obiektów.

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 15–20

ELC HCO LIG NGA LQD BBG HYD OTH WIN BGS BIO SMW PAX URN SOL GEO

Z powodu przyjętego założenia, że w podstawowej wersji modelu zapotrzebowanie będzie dotyczyć energii finalnej, a nie użytecznej, technologie popytowe (DMD) nie reprezentują żadnych fizycznie istniejących urządzeń, są to tzw. dummy technologies. Stąd dla zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło w każdym z sektorów gospodarki zaproponowano minimalną liczbę (P) technologii popytowych, taką, że P = 1. Opcje pozyskania energii (SRCENCP) obejmują wydobycie i import paliw oraz pozyskanie paliw odnawialnych i odpadów komunalnych.

'IMPELC1' 'IMPELC2'

IE AE CE RE TE

ELC LTH

E10

IE1

E20

AE1

E30

CE1

E40

RE1

'EXPELC1' 'MINHCO1' 'IMPHCO1' 'MINLIG1' 'MINNGA1' 'IMPNGA1' MINOTH1' 'RNWBBG1' 'MINLQD1'

E50 TE1 E60 IH AH CH RH

E80

'RNWBIO1' 'RNWBGS1'

IH1 AH1

H10

CH1

'IMPURN1'

H20 'RNWSMW1'

H30

'MINPAX1'

H40

RH1

Rys. 3. Schemat Energetycznego Systemu Odniesienia (RES) dla podstawowej wersji modelu MARKAL-PL (opracowanie własne)

Schemat Energetycznego Systemu Odniesienia (ESO, RES) dla opracowanego modelu MARKAL-PL w wersji podstawowej przedstawiono na rys. 3. DM – Kategorie Zapotrzebowania (DeMand) IH – zapotrzebowanie na ciepło – przemysł AH – zapotrzebowanie na ciepło – rolnictwo CH – zapotrzebowanie na ciepło – usługi RH – zapotrzebowanie na ciepło – sektor mieszkaniowy IE – energia elektryczna – przemysł AE – energia elektryczna – rolnictwo TE – energia elektryczna – transport CE – energia elektryczna – usługi RE – energia elektryczna – sektor mieszkaniowy ENT – Nośniki energii (ENergy Types) ELC – energia elektryczna LTH – ciepło niskotemperaturowe HCO – węgiel kamienny LIG – węgiel brunatny NGA – gaz ziemny OTH – inne paliwa BIO – biomasa BGS – biogaz BBG – biomasa i biogaz HYD – energia spadku wody WIN – energia wiatru LQD – paliwa ciekle dla elektrowni i EC PAX – paliwa dla lokalnych źródeł ociepla URN – uran dla EJ SOL – energia słońca GEO – energia geotermalna SMW– odpady komunalne stale CON – Technologie przetwarzania energii (CONversion technologies) E10 – el. cieplne zawodowe – węgiel kamienny (WK) i brunatny (WB)

E11 – el. cieplne zawodowe na WK E12 – el. cieplne zawodowe na WB E1A – el. cieplne zawodowe na WK – nowe (2010–2025) E1B – el. cieplne zawodowe na WB – nowe (2010–2025) E1D – IGCC CCS – WK E1E – PF CCS – WK E20 – el. jądrowe E2A – el. jądrowe nowe z reaktorami PWR (2025–2030) E2B – EJ Gen IV – GTMHR (wzbogacenie U235 19%) E2C – EJ Gen IV – PBR Pebble bed reactor (wzbogacenie U235 9%) E30 – el. niezależne – odnawialne źródła energii (OZE) E31 – el. wodne przepływowe – niezależne E33 – el. wiatrowe E34 – el. biogazowe E35 – el. na biomasę E3A – farmy wiatrowe – nowe (2010–2025) E3B – el. wiatrowe – offshore E3C – panele fotowoltaiczne PV E3D – el. ze zgazowaniem upraw energetycznych (biomasa) E3E – układ gazowo-parowy GTCC ze zgazowaniem biomasy E3F – układ gazowo-parowy CCGT ze zgazowaniem biomasy z sekwestracją CO2 (po 2030 roku) E3G – el. ze zgazowaniem upraw energetycznych (biomasa) – nowsza E3H – silnik gazowy na biogaz E3J – układ z turbiną parową opalany odpadami komunalnymi E40 – el. wykorzystujące gaz ziemny (GZ) E4A – źródła gazowe interwencyjne (2015–2025) E4B – el. cieplne zawodowe na GZ – nowe (2010–2025) E4C – układ gazowo-parowy GTCC z CCS E4E – ogniwa paliwowe na gaz ziemny E50 – el. wodne i szczytowo-pompowe zawodowe E52 – el. wodne zawodowe pozostałe (z dopływu naturalnego) E53 – el. szczytowo-pompowe E55 – el. z członem pompowym E60 – ec zawodowe i niezależne E64 – elektrociepłownie zawodowe – EC1 E65 – elektrociepłownie zawodowe – EC2 E66 – elektrociepłownie zawodowe – EC3 E67 – elektrociepłownie zawodowe – EC4 E68 – elektrociepłownie niezależne – ECN E6A – ec zawodowe na WK – nowe (2010–2025) E6B – ec zawodowe na GZ – nowe (2010–2025) E6C – ec zawodowe na BIO – nowe (2010–2025) E6D – EC biogaz (nowa) E6E – EC ogniwa paliwowe (gaz ziemny) E6F – CHP mikroturbina gazowa (<120 kW) E80 – ec przemysłowe E81 – ec przemysłowe na WK E82 – ec przemysłowe na GAZ E83 – ec przemysłowe na biomasę i biogaz E84 – ec przemysłowe na inne paliwa H10 – ciepłownie zawodowe H10 – ciepłownie zawodowe (istniejące)

H1A H1B H1C H1D H20 H20

– – – – – –

ciepłownia na gaz ziemny ciepłownia geotermalna ciepłownia na kolektory słoneczne ciepłownia na biomasę ciepłownie niezawodowe ciepłownie niezawodowe (istniejące) H30 – lokalne źródła ciepła H31 – przemysł H32 – usługi H33 – gospodarstwa domowe H34 – rolnictwo H40 – indywidualne źródła ciepła (dopełnienie bilansu ciepła) H40 – indywidualne – dla dopełnienia bilansu ciepła SRCENCP – Opcje pozyskania energii (SouRCe ENergy Carrier Price level) IMPELC1 – import energii elektrycznej IMPELC2 – import energii elektrycznej EXPELC1 – eksport energii elektrycznej MINHCO1 – wydobycie węgla kamiennego IMPHCO1 – import węgla kamiennego MINLIG1 – wydobycie węgla brunatnego MINNGA1 – wydobycie gazu ziemnego IMPNGA1 – import gazu ziemnego MINOTH1 – pozyskanie – inne paliwa RNWBIO1 – pozyskanie biomasy RNWBGS1 – pozyskanie biogazu RNWBBG1 – pozyskanie – biomasa i biogaz MINLQD1 – pozyskanie paliw ciekłych MINPAX1 – pozyskanie innych paliw IMPURN1 – import uranu RNWSMW1– pozyskanie odpadów komunalnych stały 4. Podsumowanie W kolejnej części cyklu artykułów zaprezentowany zostanie zbiór założeń przyjętych w modelu MARKAL dla Polski. Przedstawione zostaną również prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło oraz prognoza wyłączania bloków energetycznych w istniejących elektrowniach i elektrociepłowniach, a także sporządzone zostanie zestawienie zawierające wskaźniki techniczno-ekonomiczne technologii energetycznych uwzględnionych w bazie danych modelu. Bibliografia 1. Zapotrzebowanie mocy w KSE, PSE Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2012, http://www.pse-operator.pl/index. php?dzid=77. 2. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej (2001–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2002–2010 3. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego (2007–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2008–2010. 4. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem bioenergii, rozprawa doktorska, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006. 5. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetycznych z uwzględnieniem mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii, Archiwum Energetyki 2007, tom XXXVII,

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 15–20

numer specjalny: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne problemy w elektronergetyce APE ’07”, Polska Akademia Nauk, Komitet Problemów Energetyki, Gdańsk 2007. 6. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii w modelach rozwoju systemów energetycznych, Rynek Energii, kwiecień 2007, nr 2(69), s. 41–47, Kaprint, Lublin 2007.

7. Fishbone L.G. i in., User’s Guide For MARKAL (BNL/KFA Version 2.0)”. IEA, Upton, Long Island, New York and KFA, Jülich, Germany, 1983. 8. Loulou R., Goldstein G., Noble K., Documentation for the MARKAL Family of Models, Energy Technology Systems Analysis Programme, October 2004. 9. Seebregts A.J., Goldstein G.A., Smekens K., Energy/Environmental Modeling with the MARKAL Family of Models,

International Resources Group, Washington 2000. 10. Kamrat W., Metody oceny efektywności inwestowania w elektroenergetyce, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2004. 11. Waltrowski T., Babraj P., Polityka inwestycyjna spółek dystrybucyjnych a bezpieczeństwo dostaw energii, Wokół Energetyki, grudzień 2004.

Marcin Jaskólski dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: mjask@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar jego zainteresowań, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energetycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 26–31

Influence of operation of national experimental nuclear reactor on the natural environment Authors Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak Marcin Jaskólski

Keywords national experimental nuclear reactor, operation of nuclear reactor on natural environment

Abstract This paper presents the impact of experimental nuclear reactor operations on the national environment, based on assessment reports of the radiological protection of active nuclear technology sources. Using the analysis of measurements carried out in the last 15 years, the trends are presented in selected elements of the environment on the Świerk Nuclear Centre site and its surroundings. In addition, the impact of research results is presented from the fifteen year period of environmental analysis on building public confidence on the eve of the start of construction of the first Polish nuclear power plant.

Introduction Nuclear technologies rouse many emotions in Polish society. In light of the events at Chernobyl in 1986 and Fukushima in 2011 doubts and questions are raised about the safety of these technologies and their impact on the environment and people living in the vicinity of such power plants, or working at them. In Poland a research nuclear reactor has been in operation since 1958 at the Institute of Nuclear Research in Świerk, near Warsaw. Long-term observations of the reactor’s operation substantiate the determination of its impact on the environment. Monitoring, analysis of environmental measurements, and their archiving has been provided by the Radiation Measurements Laboratory, which is now part of the National Centre for Nuclear Research. Results obtained at the Laboratory are reported in this paper. Continuous radioecological monitoring is an element of the reactor’s nuclear safety and radioecological protection, and ensures its proper operation in accordance with national and international guidelines.

1. Domestic nuclear technologies The first nuclear power programs in Poland date back to the 1950s, when development of the first nuclear power plant and the first Polish nuclear-powered ship was planned. As it is known, the project of Żarnowiec Nuclear Power Plant Under Construction has not lived to see completion, one of the reasons being the negative result of a public opinion survey. The end of the 1950s was also the time of work on the first Polish research reactor’s commissioning. On June 14, 1958 the first Polish

(water experimental nuclear) research reactor, called Ewa, was commissioned. This facility enabled the development of science in the field of nuclear technology. In more than thirty years of its operation the reactor enabled: studies of material structures, application of nuclear techniques in medical diagnosis and treatment, and the search for their new industrial applications, as well numerous scientific research programmes. In 1974 the second Polish research reactor was launched – Maria, named in honour of fellow Pole, and twice winner of the Nobel Prize, Maria Skłodowska-Curie. It is one of the eight research reactors operated in Europe with the capacity of over 15 MW and the neutron flux larger than 1∙1014 (n/cm2∙s). The Maria reactor allows for the continuation of scientific research, use of radioisotopes, research of neutron beams, neutronography, neutron therapy, and activation analysis. Technical and economic factors, including the core’s user-oriented configuration option, service life and operating effectiveness, as well as the facility’s location far away from big cities, are the reasons for Maris’s further operation. The facility is expected to operate for more than twenty years. Operation of nuclear facilities requires an adequate level of safety and radiological protection of the country. For this purpose the Central Laboratory for Radiological Protection was set up to exercise the protection against harmful effects of ionizing radiation on the population and individuals professionally exposed to radioactive contamination. The Laboratory has over 50 years of experience in assuring proper radiological protection related to the operation of nuclear technology in the country, as well as to the impact of facilities operated beyond its borders.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 26–31

2. Analysis of environmental measurement results from research in the last 15 years The Radiation Measurements Laboratory (LPD) of the National Nuclear Research Centre as part of its statutory activities takes measurements at and provides monitoring of the centre in Świerk, resulting in the assessment of its radiological protection. As part of its research the Lab assesses: the Institute personnel’s exposure to ionizing radiation, protection of the population and the environment on the site and in the surroundings of the centre in Świerk and the National Radioactive Waste Repository (KSOP) in Różan. This paper reports the results of environmental impact tests of the facilities, which are the main sources of radiation hazards at NCBJ, with particular consideration of the facilities of the Maria reactor and decommissioned Ewa reactor. One of the nuclear facilities monitored at Świerk centre is the reactor, Maria, which in 2010 was operated for 3,803 hours at powers of 30 kW – 23 MW. In a wet storage pool on the facility site there are MR-6 type interim spent fuel storage facilities, as well as MR-6 type fresh fuel storage facilities. During the reactor operation a twenty-four hour dosimetry service is provided. At an outage inspection is conducted on the first shift, whereas during repair works in radiological emergency conditions inspection is performed on both shifts. The dosimetry service includes ongoing monitoring of areas, and of process and laboratory facilities. The service included measurements of the distribution of dose powers and radioactive contamination, inspection of the dosimetric status of control and measurement devices, and of overall and personal protective equipment. In 2010, 64 control measurements were performed of water, filters, gases, and swabs, including 40 measurements of water samples from the interim storage pool from the rector’s primary and secondary circuits. Moreover, systematic measurements of fuel elements’ tightness were performed in the WNEP system dedicated for this purpose. Another monitored nuclear facility is the building of the decommissioned nuclear reactor, Ewa, along with the reloading chamber and local storage, and RK-10 type spent fuel wet interim storage facilities. In the framework of the 2010 radiological protection assessment, the internal exposure of personnel was inspected. Maria reactor’s personnel were subjected to measurements of the activity of radionuclides inside human bodies taken with a whole body counter (WBC). 82 employees were inspected, while all subjects were administered a committed effective dose well below 0.1 mSv (Sv – sievert, an SI unit describing physical quantities relating to the ionizing radiation effect on living organisms, 1 Sv = J/kg). On the site of Świerk centre, pursuant to ”Radiological monitoring program on the site and in the surroundings of Świerk centre” approved by the then IEA director, the radionuclides concentration in environmental samples was measured. The environmental sampling map is shown in fig. 1. It should be remembered that every day a man is exposed to various types of radiation. Some are perceptible to the human

Fig. 1. Environmental sampling locations on the site and in the surroundings of Świerk centre [6]

senses, such as: heat and light, while others are not, such as ionizing radiation from the sky, earth, air, or food. Ionizing radiation is a type of radiation that penetrates matter, changing electrical charges of electrically neutral atoms. According to its penetration capacity, ionizing radiation can be divided into: alpha particles, beta particles, gamma rays and X-rays, and neutrons. In tab. 1 radiation sources and their world-wide average doses are listed.

Radiation source

World-wide average doses, mSv

Cosmic

0.39

Gamma

0.46

Internal (from food and beverages)

0.23

Radon Medical

1.3 0.3

Fallout

0.007

Exposure at work

0.002

Release from nuclear facilities

0.001

Manufactured goods Total

0.0005 2.69

Tab. 1. List of radiation sources (based on the report of the United Nations Scientific Committee on the Effects of Atomic Radiation – UNSCEAR 1996)

Out of the above mentioned, gamma radiation is used for radiation evaluation of the environment, which reflects external exposure of people to natural and artificial sources of ionizing radiation existing in the environment or anthropogenic. Gamma radiation is highly capable of penetrating matter. Only a high-density material, such as lead or concrete, can screen off the radiation.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 26–31

Safety requirements demand continuous monitoring of the radiological protection of a source and its surroundings. The centre is monitored in 22 control points, from which current protection status data is collected. Background gamma radiation control locations on the site of the Świerk centre are shown in fig. 2. Under the control scheme of radioactive pollution of the environment the radioactivity of selected environmental elements is systematically measured, such as: atmospheric aerosols from the centre’s site and surroundings, surface water from the Vistula and Świder rivers, tap (potable) water on the centre site, underground water on the centre site, well water from nearby farms, drainage/ rain water flowing out from the centre site to the Świder river, or precipitation from the centre site.

Fig. 3. Analysis of total beta activity in drainage water on Świerk centre site, on the basis of [6]

Beta particles, the total activity of which was observed in rain/ drainage water, feature penetration capabilities. They can be contained by a thin layer of water, glass, or metal. They pose a threat if a radiation emitting substance has penetrated inside the human body. The radionuclide concentrations recorded in the rain/drainage waters are much lower than the limits adopted by LPD Laboratory and approved by the Nuclear Supervision [8], and in the last few years did not exceed 0.7 Bq/dm3.

Fig. 2. Background gamma radiation control locations on the site of Świerk centre [6]

Measurements of radionuclide concentrations in environmental samples Concentrations of natural and artificial radioactive isotopes in the main components of the environment and, consequently, in basic foods, allows assessing humans’ internal exposure through oral absorption. Based on historical measurements, trends of changes in the environment resulting from the coexistence of nuclear technology with the domestic ecosystem can be observed. The analysis was based on the findings contained in the reports of radiological protection assessment reports [6] for the last 25 years. Results from the years 1996–2010 were published, except for 1999 and 2006, for which there is no data. All values shown in fig. 3–9 are average annual values compiled on the basis of data obtained from the current monitoring. Fig. 3 presents a chart of the total beta activity measured in rain/ drainage water on the Świerk centre site in 1996–2010, drawn up on the basis of the reports [6]. 28

Fig. 4. Analysis of total beta activity in wastewater from Świerk centre pumping station, on the basis of [6]

In 2010, from the Świerk centre 82 700 m3 of general wastewater were disposed of to sewerage, the equivalent total activity of which amounted to ca. 4.2 ∙108 Bq (Bq – Becquerel, a radioactive body unit) and the average weekly activity did not exceed 0.81 ∙108 Bq. The equivalent activity consists of the sum of total activities beta, gamma, alpha, and strontium Sr-90 activity. Fig. 4 summarizes the total beta activity in the Świerk Centre wastewater for the past 15 years, expressed in Bq/dm3 in relation to the year . No recorded activity exceeded the maximum permissible equivalent wastewater activity, which, in accordance with the requirements set by Regulation 08/16/1965 EK/N-2112-45/63-65 of the Minister of Health and Social Care of 16 August 1965, may not exceed weekly 2.6 ∙109 Bq. The maximum equivalent wastewater

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 26–31

concentration shown in fig. 4 does not exceed 7 Bq/dm3, which is well below the guideline value from the aforementioned Regulation, where the permissible activity was determined at 3.7 kBq / dm3 .

Air condition is assessed by measuring instantaneous radiation values, among other criteria. It should be noted that gamma radiation includes cosmic and earth radiation, which originates from radionuclides contained in the surface layer of soil. The recorded air pollution with artificial isotopes was mainly caused by the presence of the following isotopes: caesium Cs-137 (activity 0.1 – ca. 14.6 μBq/m3 in 2010), beryllium Be-7 and radon Rn-222. Specific activities of the beryllium and radon isotopes amounted to several milibecquerels and becquerels per cubic metre, respectively. Below, in tab. 2 the annual average concentration of Cs-137 in the air in Poland is presented, and in fig. 7 and 8 the specific activities of Be-7 aerosols on the site of the Świerk centre and in its surroundings.

year

Fig. 5. Analysis of total beta activity in tap water in Świerk centre, on the basis of [6]

The figure above shows a graph of the annual average of total beta activity in tap water in the Świerk centre, which in the analysed period did not exceed 0.6 Bq/dm3. This summary was compiled on the basis of the results of analysis of total beta activity measured in tap water in the Świerk centre, based on reports for 1996–2011. Since 2001, a detrimental trend can be seen in the total annual average of beta activity. For example, the 2010 maximum did not exceed 0.08 Bq/dm3 . Under the protection assessment scheme the radionuclide concentrations in waters of the Świder and Vistula rivers were analysed. Historical data, as in the case of tap water, show a downturn trend of the annual average total beta activity in river waters near the Świerk centre, starting from 2000, as shown in fig. 6. A similar total beta activity variability can be seen in the Vistula River waters. In both cases, the measured values do not exceed 0.35 Bq/dm3 throughout one year.

concentration [μBq/m3 ]

1990

5.75

1991

5.5

1992

1993

4.75

1994

3.75

1995

2.25

1996

2.125

1997

1.5

1998

1.6

1999

1.5

2000

1.4

Tab. 2. Annual average Cs-137 concentration in the air in Poland [1]

The summary of measurements in tab. 2, in the example of the decade 1990–2000, presents a systematic reduction in Cs-137 concentration in the air in Poland. Similar conclusions for the 1996–2010 analysis period can be drawn on the basis of the analysis of specific activity of aerosols, in the example of beryllium-7, both on the site of the Świerk centre and in its surroundings. Fig. 7 and 8 show an upward trend from 2000 to 2008, but in the last 3 years the trend has been declining. Data collected on the basis of reports of radiological protection assessment show that in the analysed period the specific activity did not exceed 5,000 μBq/m3 and 8,000 μBq/m3 in the centre’s surroundings and on its site, respectively.

Fig. 6. Analysis of total beta activity in river water on Świerk centre site, on the basis of [6]

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 26–31

3. Ecological aspects as a social factor of the domestic nuclear power generation development

Fig. 7. Analysis of radionuclide concentrations in aerosols on the Świerk centre site

Fig. 8. Analysis of radionuclide concentrations in aerosols in Świerk centre surroundings

Based on the collected data, it appears that the radionuclide concentrations in the tested environmental elements in the centre surroundings have not changed in comparison with the past. In addition, a summary of the assessment of the environmental impact of domestic research reactors operations is in the 2010 report [6], which contains the following statement: ”radioactive substance concentrations in the environment on the site and in the surroundings of the Świerk centre generally do not differ from the levels recorded in the reference points and other controlled locations. No negative impact of Świerk centre’s nuclear and isotopic facilities on the surrounding environment was ascertained”. In the planned nuclear power plant the Radiation Measurements Laboratory’s role will be taken over by an environmental and radiological protection department, the structure of which will accommodate a chemical laboratory of the primary and secondary circuit, environmental measurements laboratory, and a complex of radiological protection labs and facilities, and equipment that assures safe work in conditions of the nuclear plant’s normal and emergency operations, as well as at fuel reloading.

Like any investment, a capex project in the energy sector should create a positive financial flow in the long term. However, the economic and technological reasons may not be comparable to sociological factors. The events at Chernobyl and Fukushima have significantly violated the sense of security of Polish citizens with regard to the operation of nuclear units on Polish territory. The example of the Swedish social campaign for the launch of a radioactive waste repository shows how long-term the process of building trust and positive public opinion is. Only appropriate marketing activities, supported by reliable knowledge, can convince of the safety of nuclear facility operations. The test results reported here show that it is possible to safely operate an experimental nuclear facility in the Polish realities, allowing the development of nuclear science and industry, and at the same time inspiring the hope that the same will be accomplished in the planned energy facility – a nuclear power plant. In the development of the first Polish nuclear power plant it is worth leveraging on the knowledge of communication with the general public worked out and gathered, for instance, during the construction of the Sizewell B nuclear power station in the UK, which began operation in 1995, and new projects such as the construction of a nuclear power unit in Hinkly Point C and C Sizewell. Already at an early planning stage the local community is involved in the project consultation. It has the knowledge and awareness of the project development process and the opportunities that entails the construction of the power station as an industrial plant. Awareness of the risks and the high level of nuclear safety is instilled from childhood to the population living in the facility’s surroundings, which affects building of social trust. Omission in the process of introducing nuclear power to the national energy system of such an important factor as the human factor could lead to re-suspension of the Polish plan to build a nuclear power plant, huge financial losses, and arrested development of the Polish energy sector.

Summary The results of the monitoring of radiological protection of the operated nuclear technologies reported here, as well as the lack of emissions of sulphur and nitrogen oxides, particulate matter and toxic and carcinogenic chemicals, are arguments in favour of the construction of nuclear power plants in Poland. From the environmental point of view it is also confirmed with data from the ExternE-Pol study of the European Union presenting a comparison of the green house emissions at electricity generation from various primary energy carriers, presented in fig. 9. Among comparable carriers, hard coal and lignite have undoubtedly the largest environmental impact (first three bars), followed by gas. Interestingly, even renewable energy sources utilizing forces of nature, such as water, wind and biomass, emit carbon dioxide CO2. In this context, nuclear technologies look very favourable.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 26–31

REFERENCES

Fig. 9. Comparison of greenhouse gas emissions at electricity generation from various primary energy carriers

This paper was written as a result of a scientific internship at the then Institute of Atomic Energy POLATOM in Świerk (now National Centre for Nuclear Research, NCBJ) and collection of material for the doctoral dissertation “Analysis of determinants of the development of gas and gas-steam systems against the background of the domestic nuclear power sector”.

1. Atomistyka oraz bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna w Polsce w 2000 roku, Chairman of the National Atomic Energy Agency, Warsaw 2001. 2. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Newsletter of the National Atomic Energy Agency, Warsaw 2008, Issue 2 (72). 3. Bezpieczeństwo radiacyjne, National Atomic Energy Agency, Warsaw 2000. 4. Bouble R.W. et al., Fundamentals of Air Pollution, California 1994. 5. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Newsletter of the National Atomic Energy Agency, Warsaw 1997, Issue 1–2. 6. Filipiak B. et al., Ocena stanu ochrony radiologicznej na terenie i w otoczeniu ośrodka jądrowego w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych w Różanie, IEA POLATOM, Radiation Measurements Laboratory, set of 25 reports from 1986–2010. 7. Program polskiej energetyki jądrowej, draft, Warsaw, 16 August 2010. 8. Filipiak B., Mlicki K., Nowicki K., Limity substancji promieniotwórczych wód deszczowo-drenażowych odprowadzanych do rzeki Świder oraz metodyka monitorowania tych wód, The Andrzej Soltan Institute for Nuclear Studies (IPJ) , Świerk 1995.

Acknowledgement The authors express their gratitude for the provision of library collections of the National Centre for Nuclear Research, in the form of reports on the evaluation of radiological protection on the site and in the surroundings of the Świerk nuclear centre and the National Radioactive Waste Repository in Różan. The authors take no responsibility for translation of the paper from Polish to English.

Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak Gdańsk University of Technology e-mail: a.kaczmarek@eia.pg.gda.pl PhD student at the Faculty of Electric Engineering and Automatics of Gdańsk University of Technology. Her main areas of interest include: heat and electricity cogeneration management, gas power engineering and nuclear power engineering.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 26–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 26–31. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Wpływ pracy doświadczalnego reaktora jądrowego na krajowe środowisko naturalne Autorzy

Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak Marcin Jaskólski

Słowa kluczowe

krajowy badawczy reaktor jądrowy, praca reaktora jądrowego a środowisko naturalne, ochrona radiologiczna a praca doświadczalnego reaktora jądrowego

Streszczenie

W artykule, na podstawie raportów oceny stanu ochrony radiologicznej eksploatowanych źródeł technologii jądrowych, przedstawiono wpływ pracy doświadczalnego reaktora jądrowego na krajowe środowisko naturalne. Korzystając z analiz wyników pomiarów przeprowadzonych w ostatnich 15 latach, przedstawiono trendy zmian w wybranych elementach środowiska naturalnego na terenie i w otoczeniu ośrodka Świerk. Ponadto zaprezentowano wpływ wyników badań z piętnastoletniego okresu analizy ekologicznej na budowanie społecznego zaufania w przeddzień rozpoczęcia budowy pierwszej krajowej elektrowni jądrowej.

Wstęp Technologie jądrowe budzą wiele emocji w naszym społeczeństwie. W świetle wydarzeń w Czarnobylu w 1986 roku oraz w Fukushimie w 2011 roku rodzą się wątpliwości i pytania o bezpieczeństwo tych technologii oraz ich wpływ na środowisko naturalne i ludność mieszkającą w otoczeniu obiektu bądź pracującą w samej elektrowni. W Polsce od 1958 roku eksploatowany jest badawczy reaktor jądrowy w Instytucie Badań Jądrowych w Świerku pod Warszawą. Wieloletnie obserwacje pracy reaktora umożliwiają określenie wpływu jego eksploatacji na środowisko naturalne. Monitoringiem, analizą wyników pomiarów środowiskowych oraz ich archiwizacją zajmuje się Laboratorium Pomiarów Dozymetrycznych, wchodzące obecnie w skład Narodowego Centrum Badań Jądrowych. Uzyskane w Laboratorium wyniki zostały przytoczone w niniejszym artykule. Nieustanny monitoring radioekologiczny stanowi element bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radioekologicznej eksploatowanego reaktora oraz zapewnia właściwą pracę reaktora zgodnie z krajowymi i międzynarodowymi wytycznymi. 1. Krajowe technologie jądrowe Pierwsze programy energetyki jądrowej w Polsce sięgają lat 50. XX wieku, kiedy to planowano budowę pierwszej elektrowni jądrowej oraz pierwszego polskiego okrętu o napędzie jądrowym. Jak wiadomo, przedsięwzięcie Elektrownia Jądrowa Żarnowiec w Budowie m.in. w wyniku referendum nie doczekało finalizacji. Koniec lat 50. XX wieku to również okres prac nad rozruchem pierwszego polskiego reaktora badawczego. 14 czerwca 1958 roku został uruchomiony pierwszy krajowy (eksperymentalny wodny atomowy) reaktor badawczy o nazwie Ewa. Obiekt umożliwiał rozwój nauki w dziedzinie technik jądrowych. Ponad trzydziestoletni okres eksploatacji reaktora umożliwił m.in.: przeprowadzanie badań nad strukturami materiałowymi, wykorzystanie

technik jądrowych do diagnostyki i terapii medycznej oraz poszukiwanie ich nowych zastosowań przemysłowych, jak również prowadzenie wielu badań naukowych. W 1974 roku uruchomiono drugi polski reaktor badawczy – Maria, nazwany na cześć naszej rodaczki, dwukrotnej laureatki Nagrody Nobla, Marii Skłodowskiej-Curie. Jest to jeden z ośmiu eksploatowanych reaktorów badawczych w Europie o mocy powyżej 15 MW i strumieniu neutronów większym niż 1∙1014 (n/cm2∙s). Reaktor Maria umożliwia m.in. kontynuację badań naukowych, wykorzystanie radioizotopów, przeprowadzanie badań na wiązkach neutronów, neutronografię, terapię neutronową oraz analizę aktywacyjną. Czynniki techniczne i ekonomiczne, m.in. możliwość konfiguracji rdzenia pod kątem użytkownika, okres i efektywność eksploatacji, jak również lokalizacja obiektu z dala od dużych aglomeracji stanowią uzasadnienie dalszej pracy Marii. Przewiduje się jeszcze ponad dwudziestoletnią eksploatację tego obiektu. Eksploatacja obiektów jądrowych wymaga zapewnienia właściwego poziomu bezpieczeństwa i ochrony radiologicznej kraju. W tym celu powołano Centralne Laboratorium Ochrony Radiologicznej, aby sprawowało ochronę przed negatywnymi skutkami promieniowania jonizującego na społeczeństwo i osoby narażone zawodowo na skażenia radiologiczne. Laboratorium zdobyło ponad 50-letnie doświadczenie w zakresie zapewnienia właściwej ochrony radiologicznej, związanej w funkcjonowaniem technologii jądrowej w kraju, jak i wpływu obiektów eksploatowanych poza naszymi granicami. 2. Analiza wyników pomiarów badań środowiskowych na przestrzeni ostatnich 15 lat Laboratorium Pomiarów Dozymetrycznych (LPD) Narodowego Centrum Badań Jądrowych w ramach działań statutowych wykonuje pomiary i monitoring ośrodka w Świerku, czego efektem jest ocena stanu ochrony radiologicznej. W ramach

realizowanych badań dokonywana jest ocena: narażenia na promieniowanie jonizujące pracowników instytutu, ochrony ludności oraz środowiska naturalnego na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych (KSOP) w Różanie. W artykule przytoczono wyniki badań określające wpływ obiektów będących głównymi źródłami zagrożenia promieniowaniem w NCBJ na środowisko naturalne, ze szczególnym uwzględnieniem obiektów reaktora Maria i byłego reaktora Ewa. Jednym z monitorowanych obiektów jądrowych w ośrodku Świerk jest reaktor Maria, który w 2010 roku pracował 3803 godziny na mocy w zakresie 30 kW – 23 MW. Na terenie obiektu w basenie przechowawczym znajdują się przechowalniki wypalonego paliwa jądrowego typu MR-6, jak również magazyny świeżego paliwa typu MR-6. W czasie pracy reaktora prowadzona jest całodobowa obsługa dozymetryczna. Podczas wyłączeń prowadzona jest kontrola na pierwszej zmianie, zaś podczas wykonywania prac remontowych w warunkach zagrożenia radiologicznego kontrola wykonywana jest na obu zmianach. Wspomniana obsługa dozymetryczna obejmuje bieżącą kontrolę rejonów, pomieszczeń technologicznych i laboratoryjnych. Obsługa obejmowała m.in. pomiary rozkładu mocy dawek i skażeń promieniotwórczych, sprawdzenie stanu dozymetrycznego aparatury kontrolno-pomiarowej, sprzętu i środków ochrony. Tylko w 2010 roku wykonano 64 kontrolne pomiary wody, filtrów, gazów i wymazów, w tym 40 pomiarów próbek wody z basenu przechowawczego z obiegów pierwotnego i wtórnego obiegu reaktora. Ponadto prowadzone były systematyczne pomiary szczelności elementów paliwowych w specjalnie dedykowanym do tego celu systemie WNEP. Kolejnym monitorowanym obiektem jądrowym jest budynek dawnego reaktora Ewa, wraz z komorą przeładunkową i z lokalnym magazynem, oraz wodne przechowalniki wypalonego paliwa typu EK-10.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 26–31

W ramach oceny stanu ochrony radiologicznej w 2010 roku została przeprowadzona kontrola narażenia wewnętrznego pracowników. Pomiary aktywności radionuklidów znajdujących się wewnątrz organizmu wykonano na pracownikach reaktora Maria za pomocą licznika promieniowania ciała człowieka (LPCC). Poddano kontroli 82 osoby, przy czym wszyscy badani uzyskali skuteczną dawkę obciążającą znacznie poniżej 0,1 mSv (Sv – siwert, jednostka układu SI opisująca wielkości fizyczne odnoszące się do promieniowania jonizującego na organizmy żywe; 1 Sv = J/kg). Na terenie ośrodka w Świerku, na podstawie zatwierdzonego przez ówczesnego dyrektora IEA „Programu monitoringu radiologicznego na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku”, wykonane zostały m.in. pomiary zawartości radionuklidów w próbkach środowiskowych. Mapę poboru próbek środowiskowych przedstawia rys. 1.

Źródło promieniowania

Średnie dawki na świecie, mSv

Kosmiczne

0,39

Gamma

0,46

Wewnętrzne (od żywności i napojów)

0,23

Radon

1,3

Medyczne

0,3

Opad promieniotwórczy

0,007

Narażenie w pracy

0,002

Uwolnienie z obiektów jądrowych

0,001

Artykuły przemysłowe

0,0005

razem

wewnętrzne ludzi w wyniku wchłonięcia izotopów drogą pokarmową. Na podstawie historycznych pomiarów można zaobserwować tendencje zmian w środowisku naturalnym wynikające ze współistnienia technologii jądrowej z krajowym ekosystemem. Analizy dokonano na podstawie wyników badań zamieszczonych w raportach oceny stanu ochrony radiologicznej [6] z ostatnich 25 lat. Opublikowano wyniki z lat 1996–2010, z pominięciem roku 1999 i 2006, z których nie ma danych. Wszystkie wartości zamieszczone na rys. 3–9 są średniorocznymi wartościami wyznaczonymi na podstawie danych uzyskanych z bieżącego monitoringu.

2,69

Tab. 1. Zestawienie źródeł promieniowania (na podstawie Raportu Komitetu Naukowego Narodów Zjednoczonych ds. Skutków Promieniowania Atomowego – UNSCEAR 1996)

dane o aktualnym stanie ochrony. Miejsca kontroli tła promieniowania gamma na terenie ośrodka Świerk zamieszczono na rys. 2.

Rys. 1. Miejsca poboru próbek środowiskowych na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku [6]

Należy pamiętać, że na co dzień człowiekowi towarzyszą różne rodzaje promieniowania. Niektóre są wyczuwalne dla ludzkich zmysłów, jak np.: ciepło i światło, inne nie, jak np. promieniowanie jonizujące z nieba, ziemi, powietrza czy z żywności. Promieniowanie jonizujące to rodzaj promieniowania, które przenika przez materię, wywołując w obojętnych elektrycznie atomach zmiany ich ładunków elektrycznych. Podziału promieniowania jonizującego ze względu na zdolności przenikania można dokonać na: cząstki alfa, cząstki beta, promieniowanie gamma i promieniowanie X oraz neutrony. W tab. 1 zamieszczono zestawienie źródeł promieniowania oraz średniej dawki na świecie. Do oceny radiacyjnej stanu środowiska spośród powyżej wymienionych wykorzystuje się m.in. poziom promieniowania gamma, który obrazuje narażenie zewnętrzne ludzi na naturalne i sztuczne źródła promieniowania jonizującego, istniejące w środowisku lub wprowadzone w wyniku działalności człowieka. Promieniowanie gamma charakteryzuje się dużą zdolnością przenikania przez materię. Barierę przed tym rodzajem promieniowania mogą stanowić tylko materiały o dużej gęstości, np. ołów czy beton. Wymogi bezpieczeństwa nakazują ciągły monitoring stanu ochrony radiologicznej źródła oraz jego otoczenia. Monitoring ośrodka realizowany jest za pomocą 22 punktów kontrolnych, z których zbierane są

Rys. 2. Miejsca kontroli tła promieniowania gamma na terenie ośrodka w Świerku [6]

Rys. 3. Analiza całkowitej aktywności beta w wodach drenażowych na terenie ośrodka w Świerku, na podstawie [6]

Na rys. 3 przedstawiono wykres całkowitej aktywności beta zmierzonej w wodach deszczowo-drenażowych na terenie ośrodka Świerku w latach 1996–2010, sporządzony na podstawie raportów [6]. Cząstki beta, których całkowitą aktywność obserwowano w wodach deszczowo-drenażowych, charakteryzują się zdolnościami przenikania. Zatrzymać je można za pomocą cienkiej warstwy wody, szkła lub metalu. Stanowią zagrożenie, jeśli substancja emitująca promieniowanie przedostanie się do wnętrza organizmu. Zarejestrowane stężenia nuklidów promieniotwórczych w wodach deszczowo-drenażowych są znacznie niższe od limitów przyjętych przez LPD i pozytywnie zaopiniowanych przez Dozór Jądrowy [8] i nie przekraczają w ciągu ostatnich lat poziomu 0,7 Bq/dm3.

W ramach kontroli zanieczyszczeń promieniotwórczych środowiska przeprowadza się systematyczne pomiary radioaktywności wybranych elementów środowiska naturalnego, pośród których analizowane są m.in.: aerozole atmosferyczne z terenu i otoczenia ośrodka, wody powierzchniowe z rzek Wisła i Świder, wody wodociągowe (pitne) z terenu ośrodka, wody podziemne z terenu ośrodka, wody studzienne z okolicznych gospodarstw, wody drenażowo-deszczowe spływające z terenu ośrodka do rzeki Świder czy opad atmosferyczny z terenu ośrodka. Pomiary zawartości radionuklidów w próbkach środowiskowych Zawartość naturalnych i sztucznych izotopów promieniotwórczych w głównych komponentach środowiska naturalnego, a w konsekwencji w podstawowych artykułach spożywczych, pozwala ocenić narażenie

Rys. 4. Analiza całkowitej aktywności beta w ściekach z przepompowni ośrodka w Świerku na podstawie [6]

W 2010 roku z ośrodka Świerk zostało usuniętych ok. 82 700 m3 ścieków ogólnych do kanalizacji, których równoważna całkowita aktywność wynosiła ok.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 26–31

4,2∙108 Bq (Bq – bekerel, jednostka ciała promieniotwórczego), a średnia aktywność tygodniowa nie przekraczała 0,81∙108 Bq. Na aktywność równoważną składa się suma całkowitej aktywności: beta, gamma, alfa oraz aktywność strontu Sr-90. Na rys. 4 przedstawiono zestawienie całkowitej aktywności beta w ściekach ośrodka Świerk z ostatnich 15 lat, wyrażonej w Bq/dm3 w odniesieniu do roku. Zaobserwowane wartości aktywności nie przekroczyły maksymalnych dopuszczalnych aktywności równoważnych ścieków, które zgodnie z wymaganiami określonymi zarządzeniem ministra zdrowia i opieki społecznej EK/N-2112-45/63-65 z dnia 16.08.1965 roku nie mogą przekraczać 4,2∙108 Bq tygodniowo. Maksymalne stężenie równoważne ścieków przedstawione na rys. 4 nie przekracza 7 Bq/dm3, co jest wartością znacznie poniżej wytycznej z przytoczonego rozporządzenia, gdzie aktywność dopuszczalna została określona na poziomie 3,7 kBq/dm3.

Rys. 5. Analiza całkowitej aktywności beta w wodach wodociągowych w ośrodku w Świerku, na podstawie [6]

Powyższy rysunek przedstawia wykres średniorocznej całkowitej akty wności beta w wodach wodociągowych w ośrodku Świerk, która w analizowanym okresie nie przekroczyła poziomu 0,6 Bq/dm3. Zestawienie zostało przygotowane na podstawie analizy wyników pomiaru całkowitej aktywności beta w wodach wodociągowych w ośrodku Świerk na podstawie raportów za okres od 1996 do 2011 roku. Od 2001 roku widoczna jest tendencja obniżania całkowitej średniorocznej wartości aktywności beta. Przykładowo dla roku 2010 maksymalna wartość nie przekroczyła poziomu 0,08 Bq/dm3 . W ramach oceny ochrony dokonano analizy zawartości radionuklidów w wodach rzek Świder oraz Wisła. Dane historyczne, podobnie jak w przypadku wód wodociągowych, pokazują tendencję obniżania wartości średniorocznej całkowitej aktywności beta w wodach rzecznych wokół ośrodka Świerk, począwszy od 2000 roku, co zostało przedstawione na rys. 6. Podobną zmienność wartości całkowitej aktywności beta można zaobserwować w wodach Wisły. W obu przypadkach wartości zmierzone nie przekraczają 0,35 Bq/dm3 na przestrzeni roku. Oceny stanu powietrza dokonuje się m.in. na podstawie pomiaru wartości chwilowych promieniowania. Należy nadmienić, że promieniowanie gamma uwzględnia

ośrodka nie przekracza 5000 μBq/m3, zaś w samym ośrodku osiąga wartości poniżej 8000 μBq/m3.

Rys. 6. Analiza całkowitej aktywności beta w wodach rzecznych na terenie ośrodka w Świerku na podstawie [6]

promieniowanie kosmiczne oraz ziemskie, które pochodzi od promieniotwórczych nuklidów zawartych w powierzchniowej warstwie gruntu. Główne rejestrowane zanieczyszczenia powietrza izotopami sztucznymi spowodowane były obecnością izotopu: cezu Cs-137 (stężenia aktywności na poziomie 0,1 do ok. 14,6 μBq/m3 w roku 2010), berylu Be-7 oraz radonu Rn-222. Aktywności właściwe izotopów berylu i radonu wynosiły odpowiednio kilka milibekereli i kilka bekereli w metrze sześciennym. Poniżej w tab. 2 przedstawiono średnioroczne stężenie Cs-137 w powietrzu w Polsce, zaś na rys. 7 i 8 aktywności właściwe aerozoli Be-7 na terenie i w otoczeniu ośrodka Świerk.

Rok

Stężenie [μBq/m3 ]

1990

5,75

1991

5,5

1992

1993

4,75

1994

3,75

1995

2,25

1996

2,125

1997

1,5

1998

1,6

1999

1,5

2000

1,4

Tab. 2. Średnie roczne stężenie Cs-137 w powietrzu w Polsce [1]

Zestawienie pomiarów z tab. 2, na przykładzie dekady od 1990 do 2000 roku, prezentuje systematyczne obniżanie wartości stężenia Cs-137 w powietrzu na terenie kraju. Podobne wnioski dla okresu analizy z lat 1996–2010 można wysunąć na podstawie analizy aktywności właściwej aerozoli, na przykładzie berylu-7 zarówno w ośrodku Świerku jak i w jego otoczeniu. Wprawdzie na rys. 7 i 8 widoczna jest tendencja wzrostu wartości od 2000 roku do 2008 roku, to jednak ostatnie 3 lata wykazują tendencje spadkowe. Dane zgromadzone na podstawie raportów stanu oceny ochrony radiologicznej pokazują, że w analizowanym okresie aktywność właściwa w otoczeniu

Rys. 7. Analiza zawartości radionuklidów w aerozolach na terenie ośrodka w Świerku

Rys. 8. Analiza zawartości radionuklidów w aerozolach w otoczeniu ośrodka w Świerku

Na podstawie zgromadzonych danych można stwierdzić, że zawartość nuklidów promieniotwórczych w badanych elementach środowiska naturalnego w otoczeniu ośrodka nie uległa zmianie w porównaniu z wynikami historycznymi. Ponadto podsumowaniem oceny wpływu pracy krajowych reaktorów badawczych na środowisko naturalne jest raport za rok 2010 [6], w którym można znaleźć następujące stwierdzenie: „zawartości substancji promieniotwórczych w środowisku na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku na ogół nie odbiegają od poziomów rejestrowanych w punktach odniesienia i innych miejscach kontrolowanych. Nie stwierdzono negatywnego wpływu na otaczające środowisko instalacji jądrowych i izotopowych ośrodka w Świerku”. R ol ę L ab or ator iu m Pom i arów Dozymetrycznych w planowanej elektrowni jądrowej przejmie dział zajmujący się ochroną środowiska oraz ochrony radiologicznej, w ramach którego będzie funkcjonować laboratorium chemiczne obiegu pierwotnego i wtórnego, laboratorium pomiarów środowiskowych oraz zespół laboratoriów i pomieszczeń ochrony radiologicznej i sprzętu zapewniającego bezpieczną pracę w stanach normalnej, jak i awaryjnej pracy elektrowni jądrowej oraz podczas przeładunku paliwa. 3. Aspekty ekologiczne jako jeden z czynników społecznych decydujących o rozwoju krajowej energetyki jądrowej Jak każde przedsięwzięcie, inwestycje w sektorze energetycznym powinny wypracować dodatni przepływ finansowy w dłuższej perspektywie czasowej. Jednak argumenty ekonomiczno-technologiczne

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 26–31

nie mogą być porównywalne z socjologicznymi. Wydarzenia w Czarnobylu oraz Fukushimie znacznie naruszyły poczucie bezpieczeństwa obywateli naszego kraju w odniesieniu do eksploatacji bloków jądrowych na terenie Polski. Przykład szwedzkiej kampanii społecznej na rzecz uruchomienia składowiska odpadów promieniotwórczych pokazuje, jak długotrwałym procesem jest budowanie zaufania i pozytywnej opinii społecznej. Tylko właściwe działania marketingowe, poparte rzetelną wiedzą, mogą przekonać o bezpieczeństwie eksploatacji obiektów jądrowych. Przytoczone wyniki badań dowodzą, że jest możliwa bezpieczna praca doświadczalnego obiektu jądrowego w krajowych realiach, umożliwiająca rozwój nauki i przemysłu jądrowego, a jednocześnie pozwalają mieć nadzieję, że podobnie będzie w planowanym obiekcie energetycznym – w elektrowni jądrowej. W budowie pierwszej krajowej elektrowni warto wykorzystać wiedzę dotyczącą komunikacji ze społeczeństwem, wypracowaną i zgromadzoną m.in. podczas budowy elektrowni jądrowej Sizewell B w Wielkiej Brytanii, której eksploatację rozpoczęto w 1995 roku, czy nowych projektów, takich jak budowa bloku jądrowego w Hinkly Point C i Sizwell C. Już na wczesnym etapie planowania społeczność lokalna jest zaangażowana w konsultacje projektu. Ma wiedzę i świadomość dotyczącą procesu realizacji inwestycji oraz możliwości, jakie niesie za sobą budowa elektrowni jako obiektu przemysłowego. Świadomość zagrożeń oraz wysoki poziom bezpieczeństwa jądrowego jest wpajany od dziecka ludności mieszkającej w otoczeniu obiektu, co wpływa na budowanie społecznego zaufania. Pominięcie w procesie wprowadzania energetyki jądrowej do krajowego systemu energetycznego tak ważnego czynnika, jakim jest czynnik ludzki, może doprowadzić do ponownego wstrzymania planu budowy polskiej elektrowni jądrowej, ogromnych strat finansowych i zatrzymania rozwoju polskiej energetyki.

Podsumowanie Przytoczone wyniki badań monitoringu stanu ochrony radiologicznej eksploatowanych technologii jądrowych, jak również brak emisji tlenków siarki i azotu, pyłów czy toksycznych i rakotwórczych substancji chemicznych, stanowią argumenty przemawiające za budową elektrowni jądrowych w Polsce. Z punktu widzenia ekologicznego potwierdzają to również dane pochodzące ze studium Unii Europejskiej ExternE-Pol, prezentujące porównanie emisji gazów cieplarnianych podczas wytwarzania energii elektrycznej z wykorzystaniem różnych nośników energii pierwotnej, zawarte na rys. 9. Pośród porównywalnych nośników największy wpływ ma środowisko naturalne ma niewątpliwie węgiel kamienny oraz brunatny (trzy pierwsze słupki), zaś kolejne to gaz. Co ciekawe, nawet odnawialne źródła energii wykorzystujące siły natury, tj. wodę, wiatr czy biomasę, emitują dwutlenek węgla CO2. Na tym tle technologie jądrowe wyglądają bardzo korzystnie. Artykuł powstał w wyniku stażu naukowego odbywanego w ówczesnym Instytucie Energii Atomowej POLATOM w Świerku (obecnie Narodowe Centrum Badań Jądrowych, NCBJ) oraz gromadzenia materiału do realizacji rozprawy doktorskiej pt. „Analiza uwarunkowań rozwoju układów gazowych i gazowo-parowych na tle krajowej energetyki jądrowej”.

Bibliografia 1. Atomistyka oraz bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna w Polsce w 2000 roku, prezes Państwowej Agencji Atomistyki, Warszawa 2001. 2. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Biuletyn Informacyjny Państwowej Agencji Atomistyki, Warszawa 2008, nr 2 (72). 3. Bezpieczeństwo radiacyjne, Państwowa Agencja Atomistyki, Warszawa 2000. 4. Bouble R.W. i in., Fundamentals of Air Pollution, California 1994. 5. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Biuletyn Informacyjny Państwowej Agencji Atomistyki, Warszawa 1997, nr 1–2. 6. Filipiak B. i in., Ocena stanu ochrony radiologicznej na terenie i w otoczeniu ośrodka jądrowego w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych w Różanie, IEA POLATOM, Laboratorium Pomiarów Dozymetrycznych, zbiór 25 raportów z lat 1986–2010. 7. Program polskiej energetyki jądrowej, projekt, Warszawa, 16 sierpnia 2010. 8. Filipiak B., Mlicki K., Nowicki K., Limity substancji promieniotwórczych wód deszczowo-drenażowych odprowadzanych do rzeki Świder oraz metodyka monitorowania tych wód, Instytut Problemów Jądrowych im. Sołtana, Świerk 1995. Podziękowania Autorzy w yrażają p o dziękowanie za udostępnienie zbiorów biblioteki Narodowego Centrum Badań Jądrowych w postaci raportów dotyczących oceny stanu ochrony radiologicznej na terenie i w otoczeniu ośrodka jądrowego w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych w Różanie.

Rys. 9. Porównanie emisji gazów cieplarnianych podczas wytwarzania energii elektrycznej z wykorzystaniem różnych nośników energii pierwotnej

Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak Politechnika Gdańska e-mail: a.kaczmarek@eia.pg.gda.pl Doktorantka i wykładowca na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Obszar zainteresowań: gospodarka skojarzona cieplno-elektryczna, energetyka gazowa oraz energetyka jądrowa. Marcin Jaskólski dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: mjask@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar jego zainteresowań, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energetycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową.

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | 36–40

Expedience of using reactive power sources installed in an MV grid for V and Q control Authors Robert Małkowski Zbigniew Szczerba

Keywords voltage control, reactive power source, medium voltage network, distributed generation

Abstract The paper contains comments on the expedience, feasibility, and potential manner of using reactive power sources for V and Q control in an MV grid. Also indicated is the expedience of quality control verification of 110 kV / MV transformers supplying the grid.

1. Introduction The scope of regulation in 110 kV/MV substations can be extended by the following internal or external reactive power sources: • internal reactive power sources installed at 110 kV/MV substation (in practice - capacitor banks) - rigid time schedule or manual control • internal reactive power sources installed in MV grid supplied from 110 kV/MV substation. These include, for example, local small hydro power plants (SHP), wind farms (WF), biogas plants (BG), other distributed sources, and finally selected recipients – no control to improve the voltage condition in MV grid.

2. Expedience of using local reactive power sources for V and Q control The power system’s abnormal condition due to a local or large reactive power deficit can cause a major failure, called a breakdown voltage collapse [1, 2, 3]. Reactive power deficit is mostly local in nature, although in some cases it may involve large areas. Local reactive power deficit lowers voltage in the affected area and reactive power inflow from neighbouring, unaffected areas. In this way local deficits are mitigated by reactive power inflow from the deficit area’s surroundings. If the generated and absorbed reactive powers do not balance, a stable or unstable unsteady process occurs [4]. In a stable process, a new steady state is reached at new voltage levels. In an unstable process, typically aperiodic in nature, a so called avalanche voltage occurs.

In order to restore normal condition it is necessary to balance the reactive power generation and absorption. The use of local reactive power sources to support this balancing can lead to avoiding voltage collapse. Thus, local sources can increase power supply security, enabling reactive power balance at small overloads. Impact of external reactive power sources control on reactive power balance An illustration of the effects of reactive power deficit is shown in fig. 1. Suppose that point P1 is located near the stability border. With an increase in reactive power load the operating point P1 moves to the new intersection of the generation and absorption characteristics – point P2. The new operating point is not a stable point, since it lies outside the area of admissible generator conditions. Delayed-action limiters will impose – as shown in the figure – a constraint on the generation characteristics. Without the use of local sources, this results in permanent reactive power deficit, which leads to a voltage collapse. V

Load characteris cs in the normal condi on Generator voltage control unit ac ons with considera on of external sources genera on

, then

, and V increases

P2*

Vgz0 Generator voltage control unit ac ons

Voltage collapse following limiters ac va on

Reac ve power overload

Rotor or stator current limiters ac on

If = Ifpuł

, then

, and V decreases

where: g, o – generated and absorbed reactive power indices.

Fig. 1. Illustration of local generation impact in the event of reactive power deficit

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | 36–40

Taking the local generation into account increases the available reactive power range, which manifests in the characteristics in fig. 1 (dashed line) with a change in slope and offset of the limiters activation point, a small change in the characteristics’ droop results in the shift of the operating point from P2 to P2*. A similar analysis can also be performed when the increased reactive power absorption is covered with the power of switched on capacitor banks (fig. 2). As a result of the reactive power overload the stable operating point P1 moves to point P2. As in the previous case, this is an unstable point, due to the load characteristics’ constraint. Switching the capacitors bank on relieves the generators – moves the load characteristics – and sets a new stable operating point P3.

Load characteris cs with considera on of capacitor banks ac on

Load characteris cs in the normal condi on

Reac ve power overload

P3 Generator voltage control unit ac ons

Voltage collapse following limiters ac va on

Rotor or stator current limiters ac on

Tariff constraints are very important. The current tariffs, originated at the time of no reactive power deficit, clearly discourage from, and even penalize for, supporting the power system in abnormal conditions. These tariffs do not take into account the power system’s needs in its abnormal conditions, and are often detrimental to power supply security. This constraint is easy to remove. It is necessary to eliminate the tariff constraints. Economic constraints resulting from the need to finance a new control system, upgrade or replace the existing control systems; in some cases they increase personnel costs. Cost calculation should demonstrate the expedience or futility of using specific sources to meet these needs. Introduction of, for example, a fee for the ancillary service of active participation in V and Q control may encourage the owners of distributed sources not only to participate in the regulation process, but also to invest in increasing their regulating capabilities.

Vgz0

Competence constraints are mainly due to misunderstanding of the role that the source can play in the power supply security interests. In the present case (MV network control) it should be noted that although a small source’s relevance is negligible, a cluster can have a significant impact. Competence constraints can be significantly reduced through training, good instructions, publications, etc.

If = Ifpuł

IQ In

Fig. 2. Illustration of local capacitor bank impact in the event of reactive power deficit

Constraints on local reactive power sources control Depending on the local reactive power sources’ locations, their control in abnormal conditions may be more or less difficult. These difficulties can be characterized as follows: Technical constraints such as: • sources’ unfitness for external control – no adjustment for receipt of external signals, • sources’ unfitness for automatic local control – no suitable control units • no transfer of information and/or decision signals – communication • poor electrical connectivity – no significant impact on the grid • the use of control systems with algorithms uncoordinated with the power system’s needs in its abnormal conditions. Removal of technical constraints usually requires funding. Administrative constraints such as: • ownership relations • organizational dependences • no legislation requiring/encouraging source owners to support the power system in abnormal conditions. Amending and supplementing the legislation is relatively easy to carry out.

Psychological constraints due to conservatism, unjustified use of kvarh meters [7] as source of billing information discourage dispatchers from bothering with trifles, resulting in the source owners’ attitude of: ”it’s not our problem”. The psychological constraints can be reduced, just like the competence constraints. Some of these constraints are easy to remove. Amending and supplementing the law requires only drafting the relevant amendments and presenting them to the competent authorities. Modern technology makes transfer of information and decision signals easy and cost-effective. The costs of control and regulation systems with complex algorithms are small. The level of knowledge and competence of those involved in the operation of the power system and its components can be raised through training, seminars, etc. For these reasons, the use of local reactive power sources to improve the power system operation and power supply security should be taken seriously. The use of static capacitor bank installed in 110 kV/MV substation The first obvious change in the voltage control method currently applied in 110 kV/MV substations should be the use of transformer control systems’ ability to influence compensation devices (capacitors now, perhaps FACTS systems in the future) installed in the substations. Currently, this possibility is not utilized. A common practice is to control capacitor bank operations through a rigid time schedule. This method is used mainly because of the simplicity of its implementation technology. 37

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | 36–40

Measurement:

VT, IT Designa on:

VTg, VTd, dQTd dVTg dVTd dt

|ΔVΤ| ≤ ε/2

VTg < VTgm

Cap. off

Y N

t + dt

t + dt > Top

t=0

Switch on one cap. bank sect.

All sec ons on

N Y A

VTg > VTgM

Cap. off

t + dt

t + dt > Top

t=0

Switch oﬀ one cap. bank sect.

N All sec ons oﬀ Regula on by "Lower voltage" crit.

Fig. 3. Excerpt from a diagram of the adaptive algorithm for 110 kV/MV transformer control unit

SPAU341C 1.4% RNTC-21 1.4%

RNTC-21/KWRT 0.9% ExmBEL ARN RNT-5 1.2%

0.7% RNTM-12 0.2% RET-670 0.2%

RNTM-12A 1.6% RET-521 2.4% RNTA-1 2.8% RMT 3.1%

RNT-6 4.9% `

RNT-6E 7.8%

RNTH-3 47.8%

RNT-5E 8.9%

URT 14.6%

Fig. 4. Percentage shares of different types of transformer control units installed in 110 kV/MV substations in the operating areas actions of several distribution network operators 38

This reason, historically justified, has become invalid in the era of low-cost sensor and microprocessor system solutions. A time schedule properly controls only the power system’s average normal states, while it is usually harmful in hazardous and emergency conditions. Modern technology allows implementation of complex control algorithms taking into account the power system’s actual condition, and high-speed and low-cost transfer of information. For these reasons control by rigid time schedules should not be used. An excerpt from a sample algorithm for automatic control of capacitor banks by a transformer regulation system is shown in fig. 3 [5]. For the purpose of the study [6] a survey questionnaire was prepared on transformers in 110 kV/MV substations. Results of the survey covering several hundred substations from the operating areas of several distribution network operators and concerning the transformer control units used are shown in fig. 4. Evidently, the vast majority of the controllers were manufactured in the 1970s. Therefore, it is worthwhile, as part of the upgrade to adjust the grid to coordinated V and Q control in 110 kV/MV substations and distributed sources, to demand from transformer control unit manufacturers a supply of devices with algorithms including capacitor bank control. Such an approach, whereby the regulating capabilities of a 110 kV/MV substation itself are used first, is desirable and economically justified.

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | 36–40

Coordination of operating algorithms of voltage and reactive power control systems Operating algorithms of local and superior control systems, and power dispatch systems should be co-ordinated so as to: in normal conditions – system and power dispatch controls optimise the operations as required for normal conditions, while local systems provide, for example, tariff optimization [e.g. tg( ) set point] in abnormal or hazardous conditions – system and power dispatch controls, and local controls, enable the maximum extension of the available reactive power range (generation or absorption). An example of such co-ordination is shown in fig. 5. V

Q 0

Fig. 5. Proposed coordination of operating algorithms of voltage and reactive power control systems Black – MV grid characteristics, blue - local reactive power source control systems, red – aggregate action of the control systems

Easily noticeable is the fact that the coordination is very simple, and that coordinated actions of local control systems and superior systems clearly extend the available reactive power range. The benefits of using local sources, and of the described coordinated action are obvious. Control of distributed sources in abnormal conditions In abnormal conditions local sources can be controlled: by operating personnel (at the substation or remotely), this consists in acting according to a manual covering abnormal, hazardous, and emergency conditions. Typically, these control capabilities are used in normal conditions in order to ensure an appropriate voltage and/or reactive power, suitable for settlements with the operators. These manuals often do not cover abnormal and hazardous conditions. The option of control by operating personnel in hazardous and emergency conditions is underestimated. The use of this control does not require any capital expenditure. Proper conduct of operating personnel in these states should be ensured by operation manuals covering all abnormal conditions, appropriate coaching-training, and

removal of tariff and billing constraints. automatically by control units, this should consist of supplementing the operating algorithm of existing control systems with elements that improve the reactive power balance in abnormal conditions; Examples: 1. In practice, a principle adopted for all types of sources and all locations in a MV network is that from any energy source, for which the requirements for its connection to the MV network have been issued, tg( ) = 0.4 (a few years ago 0.2) is required. In the vast majority these sources are equipped with control systems. These systems maintain a set grid voltage, and a set reactive power exchange (tg ) with the MV network. It is appropriate to add – to the systems’ operating algorithm – some components that ensure the maximum reactive power generation in the case of deficit (excessively low voltage), and its maximum absorption in the case of excess (excessively high voltage) reactive power in the power system. 2. Also, the ability to control power consumption should not be forgotten. Suppose that an industrial plant consumes a lot of power and has many capacitor banks controlled by regulators. The capacitors on the one hand are used to ensure the production process’ stability, and on the other hand to meet the requirement of set reactive power exchange (tg ) with the grid. It is appropriate to add – to the regulators’ operating algorithm – some components that ensure the maximum reactive power generation in the case of deficit (excessively low voltage), and its maximum consumption in the case of excess (excessively high voltage) reactive power in the power system. Remotely by power dispatch centre, this consists in issuing commands, transmitted by various available methods to all sources1. In hazardous conditions implementation of these orders should be mandatory regardless of its tariff and economic effects. Remote control may consist in remote set point setting by dispatchers. Modern technology makes it easy to disseminate these solutions at low cost.

3. Summary The theoretical basics described in the paper indicate the expedience of using the ability to employ external, local reactive power sources to control V and Q for the benefit of the MV network. In order to encourage potential participants in such regulation, appropriate legal regulations should be drafted. Such an action for the benefit of the MV network should be treated as an ancillary service, for which the respective source owners should be paid. Local external reactive power sources can be complementary to the primary sources, improving power supply security. External sources are currently used to improve local reactive

In this case, it is appropriate to provide the sources with systems enabling remote control systems (e.g. set point change, generation limits, etc.).

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | 36–40

power balances only to a small extent [operation with a constant tg( coefficient)]. Enabling control by these sources in hazardous and emergency conditions generally does not require significant financial outlays. In addition, modern technology allows relatively easy utilisation of these sources’ capabilities. Currently used primitive tg( ) tariffs, usually based on disputed kvarh meter indications [7] should be amended to remove constraints on the use of local resources. REFERENCES 1. Machowski J. et al., Power System Dynamics – Stability and Control, John Wiley 2008. 2. Szczerba Z., Zajczyk R., Automatyka a deficyt mocy biernej w systemie elektroenergetycznym, International APE ’97 Conference, Gdańsk – Jurata 2007. 3. Małkowski R., Szczerba Z., Wpływ struktury, algorytmów działania oraz nastawień układów regulatorów transformatorów 110/SN na możliwość powstania i przebieg awarii napięciowej, International APE ’09 Conference, Gdańsk – Jurata 2009.

4. Szczerba Z., Analiza możliwości i celowości sterowania lokalnych większych źródeł mocy biernej przez nadrzędne układy regulacji w stacjach transformatorowych sieci przesyłowej. Analiza – z uwzględnieniem stanów nienormalnych, Task 8.4.2.D, Study completed under research project PBZ-MEiN-1/2/2006, ”National energy security” commissioned by the Minister of Science and Higher Education. 5. Małkowski R., Szczerba Z., Adaptive Regulation Algorithm for Transformers Feeding Distribution Grids, Acta Energetica 2010, Issue 2. 6. Małkowski R., Szczerba Z., Analiza stanu obecnego i opracowanie zmian w układach regulacji napięcia i mocy biernej w elektrowniach, stacjach sieci przesyłowej i w sieciach rozdzielczych w celu zmniejszenia ryzyka powstania awarii napięciowych w systemie elektroenergetycznym. Etap III, study commissioned by PSE-Operator, 2008. 7. Szczerba Z., Should KVARH meters be used?, Acta Energetica 2009, Issue 2.

Robert Małkowski Gdańsk University of Technology e-mail: r.malkowski@ely.pg.gda.pl Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. The scope of his scientific interests covers issues related to wind energy, catastrophic failures of power systems, and adjustment of voltage levels and distribution of reactive power in power systems.

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

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 36–40

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 36–40. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Celowość wykorzystania źródeł mocy biernej zainstalowanych w sieci SN do regulacji U i Q Autorzy

Robert Małkowski Zbigniew Szczerba

Słowa kluczowe

regulacja napięć, źródła mocy biernej, sieć średniego napięcia, generacja rozproszona

Streszczenie

W artykule zawarto uwagi dotyczące celowości, możliwości oraz ewentualnego sposobu wykorzystania źródeł mocy biernej w celu regulacji U i Q w sieci SN. Wskazano również na celowość weryfikacji jakości sterowania transformatorów zasilających sieć 110 kV/SN.

1. Wstęp Środkami zwiększającymi zakres regulacji w stacjach 110 kV/SN mogą być wewnętrzne lub zewnętrzne źródła mocy biernej: • wewnętrzne źródła mocy biernej zainstalowane w stacji GPZ (praktycznie są to baterie kondensatorów) – sztywny program czasowy lub sterowanie ręczne • zewnętrzne źródła mocy biernej, zainstalowane w sieci SN zasilanej z danego GPZ. Należą do nich np. lokalne małe elektrownie wodne (MEW), farmy wiatrowe (FW), biogazownie (BG), inne źródła rozproszone, czy wreszcie wybrani odbiorcy – brak sterowania w celu poprawy sytuacji napięciowej w sieci SN. 2. Celowość stosowania lokalnych źródeł mocy biernej do regulacji U i Q Nienormalny stan systemu elektroenergetycznego, spowodowany lokalnym lub rozległym deficytem mocy biernej, może spowodować poważną awarię, zwaną awarią napięciową [1, 2, 3]. Deficyt mocy biernej ma najczęściej charakter lokalny, chociaż w pewnych przypadkach może obejmować znaczne obszary. Lokalny deficyt mocy biernej powoduje obniżenie napięcia w deficytowym obszarze i dopływ mocy biernej z sąsiednich, niedeficytowych obszarów. W ten sposób lokalne deficyty są łagodzone przez dopływ mocy biernej z otoczenia deficytowego obszaru. Jeżeli moce bierne generowane i pobierane nie bilansują się, to występuje proces nieustalony stabilny lub niestabilny [4]. W procesie stabilnym zostaje osiągnięty nowy stan ustalony, przy nowych poziomach napięć. W procesie niestabilnym, mającym na ogół charakter aperiodyczny, występuje tzw. lawina napięcia.

W celu przywrócenia stanu normalnego niezbędne jest doprowadzenie do zbilansowania generacji i poboru mocy biernej. Wykorzystanie lokalnych źródeł mocy biernej do wspomagania tego bilansowania może doprowadzić do uniknięcia awarii napięciowej. Tym samym lokalne źródła mogą zwiększyć bezpieczeństwo elektroenergetyczne, umożliwiając zbilansowanie mocy biernej przy niewielkich przeciążeniach. Wpływ regulacji zewnętrznych źródeł mocy biernej na bilans mocy biernej Ilustrację skutków deficytu mocy biernej pokazano rys. 1. Załóżmy, że punkt P1 leży w pobliżu granicy stabilności. Przy wzroście obciążenia mocą bierną punkt pracy P1 przesuwa się do nowego przecięcia się charakterystyk generacji i poboru mocy biernej – punkt P2. Nowy punkt pracy nie jest punktem stabilnym, gdyż leży poza obszarem dopuszczalnych stanów generatorów. Ograniczniki działające z opóźnieniem wprowadzą – pokazane na rysunku – ograniczenie charakterystyk wytwarzania. Bez wykorzystania lokalnych źródeł powoduje to trwały deficyt mocy biernej, co prowadzi do powstania lawiny napięcia. U Działanie regulatorów napięcia generatorów z uwzględnieniem generacji źródeł zewnętrznych

Charakterystyka odbiorów w stanie normalnym

Przeciążenie mocą bierną

P2*

Działanie regulatorów napięcia generatorów

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Działanie ograniczników prądu stojana lub wirnika

Dla If = Ifpuł

to Rys. 1. Ilustracja wpływu lokalnej generacji w przypadku wystąpienia deficytu mocy biernej

i U rośnie Jeżeli

i U maleje. gdzie: g, o – indeksy mocy biernej generowanej i pobieranej.

Charakterystyka odbiorów po uwzględnieniu działania baterii kondensatorów

Charakterystyka odbiorów w stanie normalnym

P1 P3

Ugz0 Działanie regulatorów napięcia generatorów

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Przeciążenie mocą bierną

Działanie ograniczników prądu stojana lub wirnika

Dla If = Ifpuł

IQ In

Rys. 2. Ilustracja wpływu działania lokalnej baterii kondensatorów w przypadku wystąpienia deficytu mocy biernej

Ugz0

Jeżeli

ograniczników. Niewielka zmiana statyzmu charakterystyki skutkuje przesunięciem punktu pracy z P2 do P2*. Podobną analizę można przeprowadzić również w sytuacji, gdy zwiększony pobór mocy biernej zostanie pokryty mocą załączonych do pracy baterii kondensatorów statycznych (rys. 2). W wyniku przeciążenia mocą bierną stabilny punkt pracy P1 przesunie się do punktu P2. Podobnie jak w poprzednim przypadku, jest to punkt niestabilny, ze względu na ograniczenie charakterystyki wytwarzania. Załączenie do pracy baterii kondensatorów spowoduje odciążenie generatorów – przesunięcie charakterystyki odbiorów – i ustalenie się nowego stabilnego punktu pracy P3.

Uwzględnienie lokalnej generacji skutkuje zwiększeniem zakresu dyspozycyjnej mocy biernej, objawiające się na charakterystyce rys. 1 (linia przerywana) zmianą nachylenia oraz przesunięciem punktu działania

Ograniczenia sterowania lokalnych źródeł mocy biernej W zależności od usytuowania lokalnych źródeł mocy biernej sterowanie nimi w stanach nienormalnych może napotykać na większe lub mniejsze trudności. Wspomniane trudności można scharakteryzować w następujący sposób: Ograniczenia techniczne polegają m.in. na: • niedostosowaniu źródeł do sterowania z zewnątrz – brak przystosowania do obioru sygnałów zewnętrznych, • niedostosowaniu źródeł do automatycznego sterowania lokalnego – brak odpowiednich regulatorów

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 36–40

• braku możliwości przesyłu sygnałów informacyjnych i/lub decyzyjnych – komunikacja • słabym powiązaniu elektrycznym – brak znaczącego wpływu na sieć • stosowaniem układów regulacji o algorytmach nieskoordynowanych z potrzebami systemu elektroenergetycznego w stanach nienormalnych. Usunięcie ograniczeń technicznych zwykle wymaga nakładów finansowych. Ograniczenia administracyjne to m.in.: • stosunki własnościowe • zależności organizacyjne • brak przepisów prawnych zobowiązujących/zachęcających właścicieli źródeł do wspomagania systemu elektroenergetycznego w stanach nienormalnych. Zmiana i uzupełnienie przepisów prawnych są stosunkowo łatwe do przeprowadzenia. Ograniczenia kompetencyjne wynikają głównie z niezrozumienia roli, jaką dane źródło może pełnić w interesie bezpieczeństwa elektroenergetycznego. W rozważanym przypadku (sterowanie w sieci SN) należy pamiętać, że choć niewielkie źródło ma znaczenie pomijalne, to ich zbiór może mieć wpływ znaczący. Ograniczenia kompetencyjne mogą być znacznie zmniejszone przez szkolenia, dobre instrukcje, publikacje itp. Ograniczenia taryfowe są bardzo istotne. Obecne taryfy, pochodzące z czasu braku deficytu mocy biernej, wyraźnie zniechęcają, a nawet karzą za wspomaganie systemu elektroenergetycznego w stanach nienormalnych. Taryfy te nie uwzględniają potrzeb systemu elektroenergetycznego w stanach nienormalnych i często szkodzą bezpieczeństwu elektroenergetycznemu. To ograniczenie jest łatwe do usunięcia. Konieczna jest eliminacja ograniczeń taryfowych.

Ograniczenia ekonomiczne wynikają z potrzeby sfinansowania nowych układów sterowania, modyfikacji lub wymiany istniejących układów regulacji, w niektórych przypadkach zwiększają koszty personelu. Rachunek kosztów powinien wykazać celowość lub niecelowość wykorzystania danego źródła do omawianych potrzeb. Wprowadzenie np. opłat za usługę systemową związaną z aktywnym uczestnictwem w regulacji U i Q może zachęcić właścicieli źródeł rozproszonych, nie tylko do uczestnictwa w procesie regulacji, ale i do inwestowania w zwiększenie swoich możliwości regulacyjnych. Ograniczenia psychologiczne wynikają z konserwatyzmu, nieuzasadnionego korzystania z liczników kvarh [7] jako źródła informacji o kosztach, zniechęcają dyspozytorów do zajmowania się drobiazgami, powodują postawę właścicieli źródeł charakteryzowaną stwierdzeniem: „to nie nasz problem”. Ograniczenia psychologiczne mogą być zmniejszane, podobnie jak ograniczenia kompetencyjne. Niektóre z wymienionych ograniczeń są łatwe do usunięcia. Uzupełnienia i zmiana przepisów prawnych wymagają tylko opracowania projektu i przedstawienia go władzom. Współczesna technika umożliwia łatwy i tani przesył sygnałów informacyjnych i decyzyjnych. Koszty układów sterowania i regulacji o złożonych algorytmach są niewielkie. Poziom wiedzy i kompetencje ludzi uczestniczących w obsłudze systemu elektrotechnicznego i jego elementów mogą być podnoszone poprzez szkolenia, seminaria itp. Z wymienionych powodów wykorzystanie lokalnych źródeł mocy biernej do poprawy pracy i bezpieczeństwa elektroenergetycznego powinno być traktowane poważnie.

Wykorzystanie baterii kondensatorów statycznych zainstalowanych w stacji 110 kV/SN Pierwszą oczywistą zmianą w stosowanym obecnie sposobie regulacji napięcia w stacji 110 kV/SN powinno być wykorzystanie możliwości oddziaływania przez układy regulacji transformatorów na urządzenia służące do kompensacji (obecnie kondensatory, w przyszłości może układy FACTS), zainstalowane w stacji. Obecnie możliwość ta nie jest wykorzystywana. Powszechną praktyką jest sterowanie pracą baterii kondensatorów przez sztywny program czasowy. Sposób ten wykorzystywany jest głównie z powodu prostoty realizacji technicznej. Ten powód, uzasadniony historycznie, stał się nieaktualny w epoce tanich rozwiązań przetworników i układów mikroprocesorowych. Program czasowy obsługuje prawidłowo tylko przeciętne stany normalne systemu elektroenergetycznego, natomiast zwykle działa szkodliwie w stanach zagrożeniowych i awaryjnych. Współczesna technika umożliwia implementacje złożonych algorytmów sterowania, uwzględniających aktualny stan systemu elektroenergetycznego oraz szybki i tani przesył informacji. Z tych powodów sterowanie przez sztywny program czasowy nie powinno być stosowane. Fragment przykładowego algorytmu automatycznego sterowania pracą baterii kondensatorów przez układ regulacji transformatora pokazano na rys. 3 [5]. Na potrzeby pracy [6] sporządzono ankietę dotyczącą transformatorów w stacjach 110 kV/SN. Wyniki ankiety, przeprowadzonej dla kilkuset stacji z terenu działania kilku operatorów sieci dystrybucyjnej, dotyczącej typu zastosowanych regulatorów transformatorów, przedstawia rys. 4. SPAU341C 1.4% RNTC-21 1.4%

RMT 3.1%

Wyznaczanie: UTg, UTd, dQTd dUTg dUTd dt

|ΔUΤ| ≤ ε/2

0.7% RNTM-12 0.2% RET-670 0.2%

RNTM-12A 1.6% RET-521 2.4% RNTA-1 2.8%

Pomiar: UT, IT

RNTC-21/KWRT 0.9% ExmBEL ARN RNT-5 1.2%

RNT-6 4.9%

UTg < UTgm

T |

wszystkie sekcje zał.

RNT-6E 7.8%

Bat. wył.

t + dt

t + dt > Top

t=0

Załącz jedną sekcję bat. kond.

RNTH-3 47.8%

C RNT-5E 8.9%

N N

T A

UTg > UTgM

Bat. wył.

Regulacja wg kryt. „Napięcie dolne” C

URT 14.6%

t + dt

t + dt > Top

wszystkie N sekcje wył.

t=0

Rys. 4. Procentowy udział poszczególnych typów regulatorów transformatorów zainstalowanych w stacjach 110 kV/SN na terenie działania kilku operatorów sieci dystrybucyjnej

T B

Rys. 3. Fragment diagramu algorytmu adaptacyjnego regulatora transformatora 110 kV/SN

Wyłącz jedną sekcję bat. kond.

Jak łatwo zauważyć, znakomitą większość stanowią regulatory produkowane w latach 70. Warto zatem, w ramach modernizacji związanej z dostosowaniem sieci do skoordynowanego sterowania U i Q stacji 110 kV/SN oraz źródeł rozproszonych,

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 36–40

Q 0

Rys. 5. Propozycja koordynacji algorytmów działania układów regulacji napięcia i mocy biernej. Kolor czarny – charakterystyka sieci SN, kolor niebieski – układ regulacji lokalnych źródeł mocy biernej, kolor czerwony: suma działania układów regulacji

domagać się od producentów regulatorów transformatorów urządzeń o algorytmach obejmujących sterowanie pracą baterii kondensatorów. Takie podejście, w którym w pierwszej kolejności wykorzystuje się możliwości regulacyjne samej stacji GPZ, jest pożądane i uzasadnione ekonomicznie. Koordynacja algorytmów działania układów regulacji napięcia i mocy biernej Algorytmy działania lokalnych i nadrzędnych układów regulacji oraz dyspozycji mocy powinny byś skoordynowane tak, aby: w stanach normalnych – układy systemowe oraz dyspozycje mocy optymalizowały pracę zgodnie z wymaganiami dla stanów normalnych, a układy lokalne zapewniały np. optymalizację taryfową [np. zadany tg( )] w stanach nienormalnych lub zagrożeniowych – układy systemowe oraz dyspozycje mocy oraz układy lokalne zapewniały możliwość maksymalnego rozszerzenia zakresu dyspozycyjnej mocy biernej (generacji lub poboru). Przykład takiej koordynacji pokazano na rys. 5. Jak nietrudno zauważyć, koordynacja jest bardzo prosta, a skoordynowane działanie lokalnych układów regulacji z układami nadrzędnymi wyraźnie rozszerza zakres dyspozycyjnej mocy biernej. Korzyści wynikające z wykorzystania lokalnych źródeł i z opisanego skoordynowanego działania są oczywiste. Sterowanie źródeł rozproszonych w stanach nienormalnych Lokalne źródła w stanach nienormalnych mogą być sterowane: • przez obsługę (w stacji lub zdalnie), polega to na działaniu według instrukcji obejmującej stany nienormalne, zagrożeniowe i awaryjne. Zwykle możliwości tego sterowania są wykorzystywane w stanach normalnych, w celu zapewnienia odpowiedniego poziomu napięcia i/lub mocy biernej, właściwych dla rozliczeń z operatorem. Instrukcje te często nie obejmują stanów nienormalnych i zagrożeniowych. Możliwość sterowania przez obsługę w stanach zagrożeniowych i awaryjnych jest niedoceniana. Wykorzystanie tego

• Zdalnie przez dyspozycje mocy, polega to na wydawaniu poleceń, przesyłanych różnymi dostępnymi sposobami, do wszystkich źródeł1. W stanach zagrożeniowych realizacja tych poleceń powinna być obligatoryjna niezależnie od skutków taryfowo-ekonomicznych. Sterowanie zdalne może polegać na zdalnych nastawach wartości zadanych, wprowadzanych przez dyspozytorów. Współczesna technika umożliwia łatwe upowszechnienie takich rozwiązań przy niewielkich nakładach.

sterowania nie wymaga nakładów inwestycyjnych. Prawidłowe działanie obsługi w omawianych stanach powinno być zapewnione przez instrukcje obsługi, obejmujące wszystkie stany nienormalne, odpowiedni instruktaż – szkolenie i usunięcie ograniczeń taryfowo-rozliczeniowych; • automatycznie przez regulator y, powinno to polegać na uzupełnieniu algorytmów działania obecnych układów regulacji o człony poprawiające bilans mocy biernej w stanach nienormalnych; Przykłady: 1. W praktyce zasadą stosowaną dla wszystkich typów źródeł i wszystkich lokalizacji w sieci SN jest to, że dla wszystkich źródłem energii, które otrzymują warunki przyłączenia do sieci SN, wymagany jest tg( ) = 0,4 (kilka lat temu 0,2). W znakomitej większości przypadków źródła te wyposażone są w układy regulacji. Układy te zapewniają utrzymanie zadanego napięcia w sieci i zadanej wymiany mocy biernej (tg ) z siecią SN. Celowe jest dodanie – do algorytmu działania tych układów – elementów zapewniających maksymalną generację mocy biernej w przypadkach deficytu (nadmiernie niskie napięcie) i maksymalny pobór w przypadkach nadmiaru mocy biernej (nadmiernie wysokie napięcie) w systemie elektroenergetycznym. 2. Nie należy również zapominać o możliwości sterowania poborem. Załóżmy, że zakład przemysłowy pobiera znaczną moc i posiada wiele baterii kondensatorów sterowanych przez regulatory. Zastosowanie kondensatorów z jednej strony wykorzystywane jest do zapewnienia stabilności procesu produkcyjnego, z drugiej zaś dla spełnienia warunku zadanej wymiany mocy biernej (tg ) z siecią. Celowe jest dodanie – do algorytmu działania tych regulatorów – elementów zapewniających maksymalną generację mocy biernej w deficycie (nadmiernie niskie napięcie) i maksymalny pobór w nadmiarze mocy biernej (nadmiernie wysokie napięcie) w systemie elektroenergetycznym.

3. Podsumowanie Opisane w artykule podstawy teoretyczne wykazują zasadność wprowadzenia możliwości wykorzystania zewnętrznych, lokalnych źródeł mocy biernej do celów regulacji U i Q na potrzeby sieci SN. W celu zachęcenia potencjalnych uczestników takiej regulacji należy opracować właściwe regulacje prawne. Działanie na rzecz sieci SN należy traktować jako usługę systemową, przez co właścicielom źródeł należy się za to zapłata. Lokalne zewnętrzne źródła mocy biernej mogą być uzupełnieniem źródeł podstawowych, poprawiającym bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Źródła zewnętrzne są obecnie wykorzystywane do poprawy lokalnych bilansów mocy biernej jedynie w niewielkim stopniu [praca ze stałym współczynnikiem tg( )]. Umożliwienie sterowania tymi źródłami w stanach zagrożeniowych i awaryjnych na ogół nie wymaga znaczących nakładów finansowych. Ponadto współczesna technika umożliwia stosunkowo łatwe wykorzystanie możliwości tych źródeł. Stosowane obecnie prymitywne taryfy tg( ), oparte zwykle na kwestionowanych wskazaniach liczników kvarh [7], powinny być zmienione w celu zniesienia ograniczeń wykorzystywania lokalnych źródeł.

Bibliografia 1. Machowski J. i in., Power System Dynamics, Stability and Control, John Wiley 2008. 2. Szczerba Z., Zajczyk R., Automatyka a deficyt mocy biernej w systemie elektroenergetycznym, Międzynarodowa Konferencja APE ’97, Gdańsk – Jurata 2007. 3. Małkowski R., Szczerba Z., Wpływ struktury, algorytmów działania oraz nastawień układów regulacji transformatorów 110/SN na możliwość powstania i przebieg awarii napięciowej, Międzynarodowa Konferencja APE ’09, Gdańsk – Jurata 2009. 4. Szczerba Z., Analiza możliwości i celowości sterowania lokalnych większych źródeł mocy biernej przez nadrzędne układy regulacji w stacjach transformatorowych sieci przesyłowej. Analiza – z uwzględnieniem stanów nienormalnych, Zadanie 8.4.2.D, Praca realizowana w ramach PBZ-MEiN-1/2/2006, Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju.

W omawianym przypadku celowe jest wyposażenie źródeł w układy umożliwiające sterowanie zdalne (np. zmiana wartości zadanej, ograniczenie generacji itp.).

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 36–40

5. Małkowski R., Szczerba Z., Adaptacyjny algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą, Acta Energetica 2010, nr 2. 6. Małkowski R., Szczerba Z., Analiza stanu obecnego i opracowanie zmian w układach regulacji napięcia i mocy

biernej w elektrowniach, stacjach sieci przesyłowej i w sieciach rozdzielczych w celu zmniejszenia ryzyka powstania awarii napięciowych w systemie elektroenergetycznym. Etap III, praca realizowana na zlecenie PSE-Operator, 2008.

7. Szczerba Z., Czy liczniki kvarh powinny być stosowane?, Acta Energetica 2009, nr 2.

Robert Małkowski dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: r.malkowski@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Jego zainteresowania naukowe obejmują zagadnienia związane z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym. Zbigniew Szczerba prof. dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: z.szczerba@ely.pg.gda.pl Badacz i nauczyciel akademicki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce. W Instytucie Energetyki kierował m.in. utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW dla okrętownictwa do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowiły 75 proc. mocy krajowego systemu elektroenergetycznego. W latach 1990–1996 pełnił funkcję prorektora ds. nauki.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

The use of distributed sources installed in an MV network for V and Q control – steady state operation

Author Robert Małkowski Artur Zbroński

Keywords voltage control, medium voltage network, distributed generation

Abstract The paper presents and discusses examples of research results showing the potential for the use of distributed sources installed in an MV network in the process of V and Q control.

1. Introduction1 With the increasing saturation of MV grids with distributed sources, distribution network operators are showing an increasing interest in the possibilities of their use for control purposes. Both qualitative and quantitative levels of individual sources impact on an MV grid’s voltage condition are determined, among other factors, by the following: locations of individual sources in the grid, technical constraints, or adopted control criteria. Typically, the unit powers of these sources are not large. It should be remembered, however, that although a single source’s relevance can be negligible, proper coordination of more of them may have a significant effect. It is, therefore, worthwhile considering the possibility of using distributed sources for V and Q control in MV grid. With this in mind, the goals of V and Q regulation services provided by distributed generation sources to the benefit of a distribution subsystem operator, may be the following: • reduction of transmission losses in the grid • stabilization (adjustment or retention) of voltages in the source surroundings, under normal grid conditions • stabilization (retention) of voltages in the source surroundings, under abnormal grid conditions, such as abnormal voltage levels • intervention by limiting local reactive power generation, or even its absorption in emergency, under the threat of excessively high voltages in the master grid.

2. Regulating capabilities of distributed sources The varied impact of control of distributed sources active and reactive power outputs on the process of voltage and reactive power flow control in an MV grid results from several factors. They include: • Installed capacity of the source, and its available reactive power. In general, the available reactive power range is determined by the current active power output. • Power plant location with regard to the transformer substation, or to other sources supplying the grid. Due to their locations with regard to the supplying node, distributed sources can be divided into two basic groups: • source connected directly or by a small impedance with the MV bars of main supply points (MSPs) • sources located deep in the medium voltage grid • Adopted control criterion. The basic distributed source control criterion is to optimize the active power output subject to assumed criteria (for a wind farm, for example, it may be the maximum active power output as a function of wind speed, for a small hydro plant – the maximum active power output while maintaining the required water level, etc.). An additional criterion (adopted for RES) can be, depending on system requirements, or requirements imposed by the operator: • constant voltage retention • constant reactive power retention • constant tg( ) retention.

This article is an extension of theoretical considerations contained in article [4] on the use of reactive power sources installed in an MV grid. It is also a form of the report of research project [3].

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

Q [kVA]

1100

Limit

900

Δ -> 1000 kVA

700

Limit

500

Y -> 500 kVA cos ϕ poj = 0,98

300 100 -100 0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

-300 cos ϕ ind = 0,96

-500

Limit

Y -> -500 kVA

-700 -900

Limit Δ -> -1000 kVA

-1100 P [kW]

0.8

c) 0.6

1 0.4

Pmax

0.2 Q [-] 0 -0.2

-0.6

max

cosϕ = 0,98 cosϕ = -0,96 Qfw1, cos Qfw2, cos Qfw1, cos + Qbat Qfw2, cos - Qbat 0.2

Pmin

Qind

Qpoj

-0.8 0

TFe

-0.4

0.4

0.6

0.8

P [-]

-1

-Vg2 xd

Fig. 1. Area of acceptable operating conditions that determines the control range of reactive power sources, a) Vestas V90–2 MW generator, b) ENERCON E-82 generator, FT and FTQ versions, c) wind farm with doubly fed asynchronous generators (V90–3.0 MW), assuming constant power factor, d) synchronous generator

3. Control criteria 3.1. Control by constant voltage criterion For distributed sources connected with each other in a parallel cooperation node, as well as to ensure clear reactive power separation between individual sources, it is necessary to ensure their stable cooperation under variable load conditions. A classic way to achieve this is the droop (slope) (fig. 2b) of individual sources equivalent characteristics and the appropriate voltage set points at idle. a)

Fig. 2. Equivalent diagram (a) and the corresponding external characteristics of source resulting from non-zero source impedance between the source and its connection point (b)

The static characteristics slope is related to the fact that the generation sources are not ideal voltage sources with zero internal impedance. Due to the existence of an internal impedance of the source, or an external impedance associated with the impedances of power lines that supply the transformer coupling the source with the grid, reactive power load changes are accompanied by a voltage variation in the parallel cooperation node. Due to the transformer control dead band it can be assumed that a small droop, shown in fig. 2, and a small voltage variability associated with it, in most cases will not have practical significance. Setting such a slope is, however, necessary to ensure stable operation of parallel sources. The appropriate shape of the characteristics will also make each source’s load proportional to its size. Operation of sources installed in the MV grid according to the voltage criterion will also have a positive effect on stabilization and reduction of voltage fluctuations in the source’s surroundings. In addition, adopting such a control criterion allows stability (retention) of voltages in the controlled source’s surroundings under an abnormal grid, e.g. after an emergency grid configuration change. The constant voltage retention for sources directly connected to a main supply point’s buses should result in reducing the number of switching transformer tap changes of the MV grid supplying transformer.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

3.2. Control by constant reactive power or constant tg ( ) criterion Assuming voltage stability in the analyzed grid, we can determine the source reactive power at which the active power losses in the network are minimal. For simplicity we will use the diagram shown in fig. 2a, so we can write the formula for active power losses: (1)

So the simple answer regarding the control criterion is possible only for the case under consideration. In reality the situation is much more complex. A separate issue is determining the sources reactive power set point Qz. In accordance with the above considerations, in the general case the sources should operate at the smallest possible (close to zero) tg( ). For a source, the active power output of which varies within small limits, this requirement is reduced to zero reactive power exchange with the grid to which it is connected.

4. Simulation tests Taking into account that: (2)

The formula for power losses in the grid can be written as follows: (3)

As is easily noticeable, in order to reduce transmission losses as high as possible a grid voltage should be maintained and/or zero reactive power operation.

4.1. Simulation tests description The simplified grid model shown in fig. 3 was adopted for the tests. In the analysed grid area the following three characteristic generation sources can be distinguished: • SHP (SHP, small hydro plant) – a source characterized by relatively low power output volatility and rate of change. Since the plant is equipped with an asynchronous generator, it is not attractive from the point of view of the control to the distribution network operator’s benefit • WF ( wind farms) – sources characterized by very high power output volatility and rate of change. Due to their locations, they can be divided into two groups:

Fig. 3. Simplified diagram of the test system2

Due to the lack of complete data on the load distribution in the analyzed grid, an aggregated load model was adopted, directly connected to the main supply substation’s MV bus.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

• wind farms connected directly to a main supply substation’s buses: • WF 1 – 6 x 2 MW Vestas wind turbines • WF 2 – 1 x 0.8 MW ENERCON wind turbine. • wind farms connected deep in MV grid: • WF 3 – 3 x 0.8 MW ENERCON wind turbines. Each of the wind farms is capable of reactive power control. In the tests the operating areas adopted were adopted in accordance with the characteristics specified by respective manufacturers. • BP (bio gas plant) – a source characterized by relatively low power output volatility and rate of change. Since it is equipped with two synchronous generators, it is a good source of V and Q control. 4.2. Estimates of individual control impacts on MV grid voltage The aim of this study was to estimate the impact of various control units on voltage in the MV grid. The following five options were adopted for comparison: • Only the transformer regulator is active – RT on • Only the sources group regulator is active – grp. on (V = const.) • Only the sources individual regulator is active – ind. on (V = const.) • The transformer regulator and sources group regulators are active. • The transformer regulator and sources individual regulator are active3. The disturbance was a change of SEE power system voltage. The source regulators controlled by the voltage criterion. The largest voltage variation is observed when the MV grid voltage is controlled by the source regulators only. This is an understandable phenomenon because the regulating capacity of all sources is not sufficient to control the MV grid voltage situation at the modelled disturbance. The best effect of the MV grid voltages variability reduction was accomplished at concurrent operation of the sources group regulators and the transformer regulator. This result is due to the coordinated effects and settings of individual regulators. Slightly worse results in terms of the main supply substation voltages variability was accomplished under control by individual regulators. The positive effect of individual regulators’ mutual impact should also be noted. The transformer regulator stabilizes the voltage at the MV grid supply point. This in turn significantly reduces the need for external sources control. The regulating reserves so retained in external sources significantly extend the supplying transformer’s regulating capabilities fig. 4.

3 4

V_GPZ_15_S1 (on RT)

V_GPZ_15_S1 (oﬀ RT + ind. V = const.)

V_GPZ_15_S1 (on RT + ind. V = const.) V_GPZ_15_S1 (on RT + grp. V=const.)

V_GPZ_15_S1 (oﬀ RT + grp. V = const.)

V [ -]

1,120 1,070 1,020 0,970 0,920 0,870

V 110kV [-] 0,85

0,9

0,95

1,05

1,1

Fig. 4. Voltage variability at the main supply substation’s MV bus as a function of changes in the power system voltage

4.3. Estimate of impact of adopted method and criterion of control units’ operations The aim of this study was to demonstrate the impact of the adopted method and criterion of FW wind farm regulators operation. The following four options were adopted for comparison: • FW group regulation by Vz = const. criterion4 • FW 1 individual regulation by Vz = const. criterion • FW group regulation by tg( ) = 0 criterion • FW 1 individual regulation by tg( ) = 0 criterion The modelled disturbances were changes in: SEE power system voltage, FW wind farm output power, load power. In each of the considered simulation options, the smallest voltage variation in the supply node was observed at the sources operation according to the voltage criterion. No significant impact of the adopted control criterion on losses in the MV grid was observed. The impact on the power losses of the MV grid voltage is much greater. Unfortunately, operation under the voltage criterion has some major drawbacks, such as the following: • The need to coordinate the voltage set points of individual regulators (the transformer regulator at the main supplying substation with the source regulators), each time after a change in the substation voltage set point, as well as after a change in the grid configuration (e.g. split point change). Lack of these settings’ coordination may result in retention of abnormal voltages in the MV grid, and consequently forced unnecessary reactive power flows in the grid. The higher the saturation of MV grid with sources involved in the regulation, the greater the scale of the problem. • The need for communication between the main supplying substation and individual sources involved in the regulation process. This is related to the aforementioned need for set points’ coordination. This problem is even more complicated

It was assumed for the tests that each wind turbine WF1 is an individual control object. Due to the proximity of the main supplying substation, the voltage set point was adopted equal to the set point of the transformer in the substation.

1,15

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

if there is a need to retain a constant voltage outside the PCC connection point (e.g. group regulation). This requires transfer of not only the voltage set point information, but also of measurement data (voltage, reactive power). A certain simplification might be the use of current compensation. The absence of current compensation settings’ coordination

can lead to a disproportionate loading of sources. This would discourage the owners of sources installed in the depths of the grid from participation in such regulation. An excellent example here is the worst of the analyzed options, i.e. the individual regulation. This is justified, since in this solution each of the regulators maintains the voltages at individual wind farms’

Fig. 5. Test results for VSEE = var, a) voltage variability at the main supplying substation’s MV bus, b) total active power loss in the grid

Fig. 6. Test results for PgFW = var, a) voltage variability at the main supplying substation’s MV bus, b) total active power loss in the grid

U_GPZ_15_S1 (grp. tg = 0) U_GPZ_15_S1 (ind. U = const.)

1,020 1,015 1,010 1,005 1,000 0,995 0,990 0,985 0,980

U_GPZ_15_S1 (ind. tg = 0) U_GPZ_15_S1 (grp. U = const.)

U [-]

Po [MW] 3

Fig. 7. Test results for PgFW = var, a) voltage variability at the main supplying substation’s MV bus, b) total active power loss in the grid

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

QG_S1 QG_S4 QG_S1 grp. V=const. 0,60

QG_S2 QG_S5

QG_S3 QG_S6

VPCC

Q[Mvar]

0,40 0,20

Vmax 0,00

Vmin

-0,20 -0,40 V 110kV [-]

-0,60 0,85

0,9

0,95

1,05

1,1

Qźr

1,15

Qmin Fig. 8. Comparison of reactive power variations of individual generators in wind farm FW 1 for individual regulation options (generators S1-S6) with the group regulation option5

Qgmax

VPCC

1,10

1,05

PCC connection points at their respective set points. Because the subsequent generators are characterized by increasing impedances with regard to the supply point, and at the same time they try to retain the same voltage, this results in uneven loads of individual generation units (fig. 8).

1,00

0,95 Q

In addition, the operation according to the voltage criterion gives priority to the MV grid ”interest” rather than to that of the source owners. As shown in [3], the most favourable option is that at tg( ) = 0. Then the impact of the operation (e.g. variable FW output) is relatively small. The voltage reduction under control by the tg( ) = const. criterion, is slightly worse than under the voltage criterion. A big advantage is that tg( ) can be retained constant locally, which greatly simplifies the coordination. These considerations entitle recommending, as appropriate, the regulation as shown in fig. 9a. This characteristic is a combination of the both criteria. In normal conditions identified by < Vmin, Vmax > limits, adoption of the proposed solution does not de facto change the present condition. Individual sources operate under the currently adopted criteria, such as maintaining preset reactive power or tg( ) factors. However, in the event of a threat to the MV grid security identified as an instance of too low V < Vmin or too high V > Vmax voltages, individual sources will change the control criterion and will begin to support the grid by maintaining the voltage at an adopted threshold. In order to determine the requirements for distributed sources connected to the MV network, the respective operator should determine the required control ranges to be complied with by each source. An example of such an area is the generalized characteristics presented in [1, 5] required for wind farm control by the Ireland system operator (fig. 9b). 4.4. Sources operation according to V = f(Q) characteristics Example results for selected disturbances are shown in fig. 10–13.

0,90 Qmin

Qmax

Fig. 9. Recommended control of distributed sources in MV grid, a) characteristic V = f ( Q) with reactive power control by source regulator, b ) operating area of farm regulator with regard to voltage and reactive power control

The largest sources operated by the characteristics shown in fig. 9a, where the control criterion in the steady state was to maintain a desired tg( ). The first test (fig. 10) was to determine the effect of a step change in the MV grid’s active power balance. It was assumed that after about 3.5 hours the load power will step change (a load power load variation was assumed) and a source will fail.

1,04

V [-]

Vmax eps

1,02

Vref eps Vmin

1,00

V_GPZ_15 V_GPZ_15

0,98

t [min] 200

250

300

350

Fig. 10. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus. The case of So = var and tg z = -0.2

The power shown in the figure QG_S1 grp. V = const. corresponds to the power of the first generator. Under the group regulation all generator loads are equal.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

The aim of the second test (fig. 11) was to determine the behaviour of sources involved in the regulation at an occurrence of a change in the SEE connection point voltage, characterised by low speed and high amplitude. The modelled disturbance was a linear change in the SEE connection point voltage. The dashed line shows the voltage change for the case of sources operation according to the criterion of constant tg( ) only – the characteristics in fig. 9a. were not enforced. Example variations of selected values shown in fig. 12, illustrate the impact of sources involved in the regulation in the case of a step voltage change at SEE connection point by -5%.

1.05

V [-]

1.03

Vmax

eps

1.01

Vref eps Vmin

0.99

V_GPZ_15

0.97

V_GPZ_15

0.95 0

1.04 V [-] 1.02

1.04

t [min]

Vmax

V [-]

eps

1.02 Vmax

1.00

Vref

eps

0.98 0.96

Vref

Vmin

0.98

V_GPZ_15

eps

Vmin

0.94

V_GPZ_15

0.92 0.90

V_GPZ_15

0.96

t [min] 0

Fig. 13. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus in the case of PgFW = var and a) tg( )|z = -0.2, b) tg z = 0

Fig. 11. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus. The case of VSEE = var and tg z = -0.2

The last example, fig. 13 was to determine the behaviour of resources involved in the regulation in the case of output power change6.

1.04

V [-] Vmax

1.02

eps

1.00

Vref

Fig. 10 and fig. 12 show that due to the impact of external reactive power, the voltage surges in MV grid are mitigated. The sources positive impact also manifests itself in prolonged duration of tap changes (fig. 11) (limitation of the control error functional). In a real system with large voltage variability, the number of the MV grid supplying transformer’s tap changes could be reduced. Analysis of the voltage variation shown in fig. 13 shows that the most favourable situation in terms of voltage variability in the grid, related to the power output variability, was obtained at tg z = 0.

eps

0.98

Vmin V_GPZ_15

0.96

V_GPZ_15

0.94

t [min] 0

Fig. 12. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus. The case of VSEE = var| V-5% and tg |z = 0

The example test results clearly show the positive effects of the adopted method of distributed sources control. Analysis of the results shows that the first to try to retain the voltage at its set point is the regulator of the transformer at the main supplying substation (fig. 10). Once the transformer regulating capacity has been exhausted (the extreme tap), the grid is supported by external sources.

5. Summary Analysis of the results presented in this paper, as well as in [3], allows for the following conclusions: • The use of external reactive power sources to control V and Q can bring tangible benefits in the form of: • increased control range of the supplying transformer • reduced number of tap changes in the transformer at the main supplying substation • reduced voltage variability in MV grid. • Active involvement of reactive power sources in the V and Q control to the MV grid’s benefit should occur only as a result of exceeding the voltage limits set by the operator. In order to accomplish this task, a source’s master controller should allow the characteristics shown in fig. 8a to develop. In each of these proposals, in the normal conditions identified by acceptable voltage grid voltages (Vmin, Vmax), the source operates according to its own criterion, such as, for example, maintaining

The power shown in the figure QG_S1 grp. V = const. corresponds to the power of the first generator. Under the group regulation all generator loads are equal.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

tg( ) at a set point, while optimizing, for example, losses in the source’s internal grid [2]. However, in the event of the MV grid security threat identified as an instance of too low or too high voltages, individual sources will change the control criterion, and will begin to support the grid by maintaining the voltage at an adopted threshold, with the accuracy of a set droop. • It is postulated to adopt the tg( ) set point as close to zero as possible. This applies particularly to any source characterized by high power output variability. • The tg( ) set point can be retained locally. No transfer of information from remote measurement points is required in this case. • The voltage limits (Vmax, Vmin) that determine the change of each source’s operating criterion can be set in two ways: • Locally – where the best option would be to adopt values corresponding to the permissible grid voltages. • Remotely – the values could be determined as, for instance, a percentage voltage deviation in relation to the current voltage set point maintained by the regulator of the grid supplying transformer. The test results indicate the expedience of introducing the possibility to use external reactive power sources to control V and Q to the MV grid’s benefit. In order to encourage potential participants in such regulation, appropriate legal regulations should be drafted. Such an action to the MV grid’s benefit should be treated as an ancillary service.

REFERENCES 1. Eirgrid Grid Code, Version 2.0. January 2007. 2. Klucznik J., Układ sterowania farmy wiatrowej realizujący regulacje napięcia i mocy biernej, Archiwum Energetyki / Polish Academy of Sciences, The Committee on Power Engineering Problems, Vol. 37, Spec. No. (2007). 3. Małkowski R., Zbroński A., Analiza przyłączenia do sieci elektroenergetycznej oraz pracy na sieć wydzieloną układu generacji energii rozproszonej, Research project commissioned by ENERGA SA, Contract No. 10/VII/2010. 4. Małkowski R., Szczerba Z., Expedience of the use of reactive power sources installed in MV grid for V and Q control, Acta Energetica 2012, Issue 12, pp. 36–40. 5. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warsaw 2009.

Artur Zbroński Gdańsk University of Technology e-mail: a.zbronski@ely.pg.gda.pl PhD student at the Faculty of Electric Engineering and Automatics of Gdańsk University of Technology.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 45–52

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 45–52. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Wykorzystanie źródeł rozproszonych zainstalowanych w sieci SN do celów regulacji U i Q – praca w stanie ustalonym Autorzy

Robert Małkowski Artur Zbroński

Słowa kluczowe

regulacja napięć, sieć średniego napięcia, generacja rozproszona

Streszczenie

W artykule przedstawiono i omówiono przykładowe wyniki badań pokazujące potencjalne możliwości wykorzystania źródeł rozproszonych zainstalowanych w sieci SN, w procesie sterowania U i Q.

2. Możliwości regulacyjne źródeł rozproszonych Zróżnicowany efekt oddziaływania, związany ze sterowaniem generacją mocy czynnej i biernej źródeł rozproszonych na proces regulacji napięć i rozpływu mocy biernej w sieci SN, wynika z wielu czynników. Należą do nich m.in.: • Wartość mocy zainstalowanej źródła oraz wartość dyspozycyjnej mocy biernej. W ogólnym przypadku dyspozycyjny zakres mocy biernej, determinowany jest przez wartość aktualnej generowanej mocy czynnej. 1

0.8

0.6 1

0.4

Pmax

0.2 Q [-]

max

0 -0.2

cosϕ = 0,98 cosϕ = -0,96 Qfw1, cos Qfw2, cos

-0.4 -0.6

Qind -1

Qfw2, cos - Qbat -0.8 0.2

Pmin

Qpoj

Qfw1, cos + Qbat

TFe

1. Wstęp1 Wraz z rosnącym poziomem nasycenia źródeł rozproszonych, instalowanych w sieci SN, wzrasta zainteresowanie operatorów sieci dystrybucyjnych możliwościami ich wykorzystania do celów regulacyjnych. Zarówno jakościowy, jak i ilościowy poziom oddziaływania poszczególnych źródeł na sytuację napięciową w sieci SN determinują m.in.: lokalizacje poszczególnych źródeł w sieci, ograniczenia techniczne czy też przyjęte kryteria regulacji. Zazwyczaj moc jednostkowa tych źródeł nie jest duża. Należy jednak pamiętać, że choć pojedyncze źródło może mieć znaczenie pomijalne, właściwa koordynacja działania większej ich liczby może mieć wpływ znaczący. Warto zatem rozważyć możliwość wykorzystania źródeł rozproszonych do regulacji U i Q w sieci SN. Mając powyższe na uwadze, cele usług regulacyjnych U i Q, świadczonych przez źródła generacji rozproszonej na rzecz operatora podsystemu dystrybucyjnego, mogą być następujące: • ograniczanie strat przesyłu w sieci • stabilizacja (regulacja albo podtrzymanie) napięć w otoczeniu źródeł, w normalnych warunkach sieciowych • stabilizacja (podtrzymanie) napięć w otoczeniu źródeł w nienormalnych warunkach sieciowych, np. nienaturalne poziomy napięć • interwencyjne ograniczanie lokalnej generacji mocy biernej lub nawet pobór w sytuacji zagrożeń nadmiernie wysokimi napięciami w sieci nadrzędnej.

0.4

0.6

0.8

-Vg2 xd

P [-]

Rys. 1. Obszar dopuszczalnych stanów pracy determinujący zakres regulacyjny mocy biernej źródeł, a) generator Vestas V90–2 MW, b) generator ENERCON E-82 w wykonaniu FT oraz FTQ, c) farma wiatrowa z generatorami asynchronicznymi dwustronnie zasilanymi (V90–3.0 MW) przy założeniu stałej wartości współczynnika mocy, d) generator synchroniczny

• Lokalizacja elektrowni w stosunku do stacji transformatorowej, czy też względem innych źródeł zasilających daną sieć. Ze względu na miejsce zainstalowania źródeł rozproszonych w stosunku do węzła zasilającego możemy je podzielić na dwie zasadnicze grupy: • źródła powiązane bezpośrednio lub przez niewielką impedancję z szynami średniego napięcia (SN) głównych punktów zasilających (GPZ) • źródła usytuowane w głębi sieci średniego napięcia • Przyjęte kr yterium regulacji. Podstawowym kryterium regulacji źródeł rozproszonych jest optymalizacja wytwarzania mocy czynnej przy założonych kryteriach (dla FW będzie to np.

maksymalizacja wytwarzanej mocy czynnej w funkcji prędkości wiatru, w MEW maksymalizacja wytwarzanej mocy czynnej przy zachowaniu wymaganego poziomu wody itd.). Kryterium dodatkowym (realizowanym na potrzeby OSD) może być zależnie od wymagań systemowych lub wymagań stawianych przez operatora: • utrzymanie stałej wartości napięcia • utrzymanie stałej wartości mocy biernej • utrzymanie stałego współczynnika tg( ). 3. Kryteria regulacji 3.1. Sterowanie wg kryterium stałej wartości napięcia Dla źródeł rozproszonych powiązanych ze

Niniejszy artykuł jest rozwinięciem rozważań teoretycznych zawartych w artykule [4] dotyczącym wykorzystania źródeł mocy biernej zainstalowanych w sieci SN. Stanowi on też formę sprawozdania z realizacji projektu badawczego [3].

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 45–52

sobą w węźle współpracy równoległej, jak również w celu zapewnienia jednoznacznego rozdziału mocy biernej pomiędzy indywidualne źródła, konieczne jest zapewnienie ich stabilnej współpracy w zmieniających się a)

Dla źródeł przyłączonych bezpośrednio do szyn GPZ utrzymanie stałej wartości napięcia powinno wpłynąć na ograniczenie liczby przełączeń przełącznika zaczepów transformatora zasilającego sieć SN. 3.2. Sterowanie wg kryterium stałej mocy biernej lub stałej wartości współczynnika tg( ) Zakładając stałość napięcia w analizowanej sieci, możemy określić wartość mocy biernej źródła, dla której straty mocy czynnej w sieci będą najmniejsze. Dla uproszczenia rozważań posłużymy się schematem pokazanym na rys. 2a, możemy zatem zapisać zależność na straty mocy czynnej:

Tak prosta odpowiedź odnośnie kryterium sterowania jest możliwa jedynie dla rozważanego przypadku. W rzeczywistości sytuacja jest zdecydowanie bardziej złożona. Oddzielnym zagadnieniem pozostaje określenie wartości zadanej mocy biernej źródła Qz. Zgodnie z przedstawionymi powyżej rozważaniami w ogólnym przypadku źródła powinny pracować z możliwe najmniejszą (bliską zera) wartością współczynnika tg( ). Dla źródeł, w których generowana moc czynna zmienia się w niewielkich granicach, wymóg ten sprowadza się do zerowej wymiany mocy biernej z siecią, do której jest przyłączona. 4. Badania symulacyjne

(1) Uwzględniając, że: (2) Wzór na straty mocy w sieci możemy zapisać w następującej postaci:

Linia

Linia Linia

Linia

Jak nietrudno zauważyć, dla ograniczenia strat przesyłu należałoby utrzymywać możliwie wysoki poziom napięcia w sieci oraz/lub pracować z mocą bierną równą zero.

Linia

warunkach obciążenia. Klasycznym sposobem osiągania tego celu jest statyzm (nachylenie) (rys. 2b) charakterystyk zastępczych poszczególnych źródeł i nastawa właściwych wartości zadanych napięcia przy biegu jałowym. Nachylenie charakterystyki statycznej związane jest z faktem, że źródła generacji nie są idealnym źródłem napięcia o zerowej impedancji wewnętrznej. Ze względu na istnienie pewnej impedancji wewnętrznej źródeł, czy też impedancji zewnętrznej, związanej z impedancjami linii zasilających transformator sprzęgający źródło z siecią, zmianom obciążenia mocą bierną towarzyszy pewna zmienność napięć w węźle współpracy równoległej. Ze względu na strefę nieczułości regulatora transformatora można założyć, że niewielki etatyzm, widoczny na rys. 2, i związana z tym pewna niewielka zmienność napięć w większości przypadków nie będą miały praktycznego znaczenia. Wprowadzenie takiego nachylenia jest jednak niezbędne ze względów na zapewnienie stabilnej pracy źródeł pracujących równolegle. Odpowiednie ukształtowanie wspomnianej charakterystyki spowoduje również, że każde ze źródeł będzie obciążało się proporcjonalnie do jego wielkości. Praca źródeł zainstalowanych w sieci SN wg kryterium napięciowego wpłynie również pozytywnie na stabilizację oraz ograniczenie wahań napięć w pewnym otoczeniu danego źródła. Dodatkowo przyjęcie takiego kryterium regulacji umożliwi stabilizację (podtrzymanie) napięć w otoczeniu sterowanego źródła, w nienormalnych warunkach sieciowych, np. po awaryjnej zmianie konfiguracji sieci.

(3)

Linia

Rys. 2. Schemat zastępczy (ekwiwalent) (a) oraz odpowiadająca mu charakterystyka zewnętrzna źródła wynikająca z niezerowej impedancji pomiędzy źródłem a miejscem przyłączenia (b).

4.1. Opis badań symulacyjnych Do badań przyjęto uproszczony model sieci pokazany na rys. 3. W analizowanym obszarze sieciowym możemy wyróżnić trzy charakterystyczne źródła wytwórcze, są nimi: • MEW (mała elektrownia wodna) – źródło charakteryzuje się stosunkowo niewielką zmiennością oraz szybkością zmian mocy wytwarzanej. Ponieważ elektrownia wyposażona jest w generator asynchroniczny, dlatego też z punktu widzenia sterowania na rzecz operatora sieci dystrybucyjnej jest obiektem nieatrakcyjnym • FW (farmy wiatrowe) – źródła charakteryzują się bardzo dużą zmiennością oraz szybkością zmian mocy wytwarzanej. Ze względu na ich umiejscowienie możemy podzielić je na dwie grupy: • FW przyłączone bezpośrednio do szyn stacji GPZ:

Rys. 3. Uproszczony schemat systemu przyjętego do badań2

Ze względu na brak pełnych danych o rozkładzie obciążeń w analizowanej sieci przyjęto zagregowany model odbioru, przyłączony bezpośrednio do szyn SN stacji GPZ.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 45–52

• FW 1 – 6 siłowni wiatrowych firmy Vestas o mocy 2 MW każda • FW 2 – 1 siłownia wiatrowa firmy ENERCON o mocy 0,8 MW. • FW przyłączone w głębi sieci SN: • FW 3 – 3 siłownie wiatrowe firmy ENERCON o mocy 0,8 MW każda. Każda z wymienionych FW ma możliwość regulacji mocy biernej. W badaniach przyjęto obszary pracy zgodnie z charakterystykami podanymi przez producenta. • BG (biogazownia) – źródło charakteryzuje się stosunkowo niewielką zmiennością oraz szybkością zmian mocy wytwarzanej. Ponieważ wyposażona jest w dwa generatory synchroniczne, jest dobrym źródłem regulacji U i Q. 4.2. Oszacowanie wpływu poszczególnych sterowań na poziom napięcia w sieci SN Celem niniejszego badania było oszacowanie siły oddziaływania poszczególnych regulatorów na poziomy napięć w sieci SN. Do porównania przyjęto pięć wariantów: • Działa jedynie regulator transformatora – zał. RT • Działa jedynie regulator grupowy źródeł – zał. grp. (U = const.) • Działa jedynie regulator indywidualny źródeł – zał. ind. (U = const.) • Działa regulator transformatora oraz regulatory grupowe źródeł • Działa regulator transformatora oraz regulator indywidualny źródeł3. Zaburzeniem była zmiana napięcia SEE. Regulatory źródeł działały wg kryterium napięciowego.

Rys. 5. Wyniki badań dla przypadku USEE = var, a) zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN, b) sumaryczne straty mocy czynnej w sieci

Rys. 6. Wyniki badań dla przypadku PgFW = var, a) zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN, b) sumaryczne straty mocy czynnej w sieci

b) U_GPZ_15_S1 (grp. tg = 0) U_GPZ_15_S1 (ind. U = const.)

V_GPZ_15_S1 (on RT) V_GPZ_15_S1 (on RT + ind. V = const.) V_GPZ_15_S1 (on RT + grp. V=const.)

V_GPZ_15_S1 (oﬀ RT + ind. V = const.) V_GPZ_15_S1 (oﬀ RT + grp. V = const.)

V [ -]

1,120 1,070 1,020

1,020 1,015 1,010 1,005 1,000 0,995 0,990 0,985 0,980

Po [MW] 3

0,970

U_GPZ_15_S1 (ind. tg = 0) U_GPZ_15_S1 (grp. U = const.)

U [-]

0,920 0,870

V 110kV [-] 0,85

0,9

0,95

1,05

1,1

1,15

Rys. 4. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN w funkcji zmian napięcia systemu elektroenergetycznego

Największą zmienność napięć obserwuje się wówczas, gdy poziom napięć w sieci SN jest kontrolowany jedynie przez regulatory źródeł. Jest to zjawisko zrozumiałe, ponieważ możliwości regulacyjne wszystkich źródeł są niewystarczające do opanowania sytuacji napięciowej w sieci SN przy modelowanym zakłóceniu. Najlepszy efekt w postaci ograniczenia zmienności napięć w sieci SN uzyskujemy podczas współdziałania regulatorów grupowych źródeł oraz regulatora transformatora. Efekt ten zawdzięczamy skoordynowanemu oddziaływaniu oraz nastawieniom poszczególnych regulatorów. Nieco gorsze wyniki z punktu widzenia zmienności napięć 3

Rys. 7. Wyniki badań dla przypadku PgFW = var, a) zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN, b) sumaryczne straty mocy czynnej w sieci

w stacji GPZ uzyskano po zastosowaniu regulatorów indywidualnych. Należy zauważyć również pozytywny efekt oddziaływania poszczególnych regulatorów na siebie. Regulator transformatora stabilizuje napięcie w punkcie zasilania sieci SN. To zaś w znaczący sposób ogranicza potrzebę regulacji zewnętrznych źródeł. Pozostałe w ten sposób rezerwy regulacyjne źródeł zewnętrznych znacząco poszerzają możliwości regulacyjne transformatora zasilającego rys. 4.

• regulacja grupowa FW z kryterium Uz = const.4 • regulacja indywidualna FW 1 z kryterium Uz = const. • regulacja grupowa FW z kryterium tg( ) = 0 • regulacja indywidualna FW 1 z kryterium tg( ) = 0. Modelowanymi zaburzeniami były zmiany: napięcia SEE, mocy wytwarzanej przez FW, mocy odbiorów.

4.3. Oszacowanie wpływu przyjętego sposobu oraz kryterium działania regulatorów Celem niniejszego badania było pokazanie wpływu przyjętego sposobu oraz kryterium działania regulatorów FW. Do porównania przyjęto cztery przypadki:

W każdym z rozważanych wariantów symulacji najmniejszą zmianę napięć w węźle zasilającym obserwujemy w przypadku pracy źródeł wg kryterium napięciowego. Nie zauważa się natomiast znaczącego wpływu przyjętego kryterium regulacji na poziom strat w sieci SN. Znacznie większy wpływ na wielkość strat mocy ma poziom napięcia w sieci SN. Niestety, praca z kryterium

Do badań założono, że każda z siłowni wiatrowych FW1 stanowi indywidualny obiekt regulacji. względu na bliskość stacji GPZ wartość zadaną napięcia przyjęto równą wartości zadanej regulatora transformatora w stacji GPZ.

4 Ze

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 45–52

napięciowym ma kilka zasadniczych wad, są to m.in.: • Konieczność koordynacji nastawień wartości zadanej napięć poszczególnych regulatorów (regulatora transformatora w stacji GPZ z regulatorami źródeł), każdorazowo po zmianie wartości zadanej napięcia w stacji GPZ, jak również po zmianie konfiguracji sieci (np. zmiana punktu podziału). Brak koordynacji tych nastawień może skutkować utrzymywaniem nienaturalnych poziomów napięć w sieci SN oraz wynikającym z tego wymuszaniem niepotrzebnych przepływów mocy biernej w sieci. Im większe nasycenie sieci SN źródłami uczestniczącymi w regulacji, tym większa skala omawianego problemu. • Konieczność komunikacji pomiędzy stacją GPZ a poszczególnymi źródłami biorącymi udział w procesie regulacji. Jest to związane ze wspomnianą potrzebą koordynacji nastawień. Problem ten jest jeszcze bardziej złożony, jeśli istnieje potrzeba utrzymania stałej wartości napięcia poza PCC (np. regulacja grupowa). Wymaga to bowiem przesłania informacji nie tylko o wartości zadanej napięcia, ale również informacji pomiarowych (poziom napięcia, mocy biernej). Pewnym uproszczonym sposobem mogłoby być zastosowanie kompensacji prądowej. Przy braku koordynacji nastawień kompensacji prądowej możemy doprowadzić do nieproporcjonalnego obciążania źródeł. Fakt ten mógłby zniechęcać właścicieli źródeł zainstalowanych w głębi sieci do udziału w takiej regulacji. Doskonałym przykładem jest tu, najgorszy z analizowanych, wariant regulacji indywidualnej. Ma to swoje uzasadnienie, gdyż każdy z regulatorów utrzymuje w tym rozwiązaniu wartość zadaną

w pracy [3] najkorzystniejsze jest przyjęcie wartości tg( ) = 0. Wtedy wpływ pracy (np. zmiennej generacji mocy FW) jest stosunkowo mały. Skuteczność ograniczenia napięcia podczas realizacji kryterium tg( ) = const. jest nieco gorsza niż w pracy z kryterium napięciowym. Dużą zaletą jest jednak to, że wartość współczynnika tg( ) utrzymywana może być lokalnie, co znacznie upraszcza koordynację. Powyższe rozważania upoważniają do zarekomendowania, jako właściwego, sposobu regulacji pokazanego na rys. 9a. Charakterystyka ta powstała z połączenia obu kryteriów. W stanach normalnych identyfikowanych poprzez dopuszczalne napięcia w sieci < Umin, Umax >, przyjęcie proponowanego rozwiązania nie zmienia de facto stanu obecnego. Poszczególne źródła pracują wg obecnie stosowanych kryteriów, np. utrzymując zadaną wartość współczynnika mocy biernej lub współczynnika tg( ). Natomiast w przypadku pojawienia VPCC

Vmax Vmin

Qźr Qmin

b)V

Qgmax

4.4. Praca źródeł zgodnie z charakterystyką U = f(Q) Przykładowe wyniki dla wybranych zakłóceń pokazano na rys. 10–13. Największe źródła pracowały wg charakterystyki pokazanej na rys. 9a, przy czym kryterium regulacji w stanie ustalonym było utrzymanie zadanej wartości współczynnika tg( ).

1,04

V [-]

eps Vref eps Vmin

1,00

V_GPZ_15 V_GPZ_15

0,98

t [min] 200

250

300

350

Rys. 10. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN. Przypadek So = var oraz tg z = –0,2

Badanie pierwsze (rys. 10) miało na celu określenie wpływu skokowej zmiany bilansu mocy czynnej w sieci SN. Założono, że po upływie ok. 3,5 godz. nastąpi skokowa zmiana mocy odbioru (przyjęto pewną zmienność mocy odbiorów) i wypadnięcie jednego ze źródeł. Celem drugiego badania (rys. 11) było określenie zachowania się źródeł uczestniczących w regulacji w sytuacji wystąpienia zmian napięcia SEE, charakteryzujących się niewielką szybkością i dużą amplitudą. Modelowanym zakłóceniem była liniowa

1,04

PCC

Vmax

1,02

V [-]

1,02 Vmax

1,00

1,10

eps

0,98 0,96

1,05

Vref eps

Vmin

0,94 1,00 QG_S1 QG_S4 QG_S1 grp. V=const. 0,60

QG_S2 QG_S5

QG_S3 QG_S6

0,95

Q[Mvar]

Q 0,90 Qmin

0,20

Qmax

0,00 -0,20 -0,40 V 110kV [-]

-0,60 0,85

0,9

0,95

1,05

1,1

1,15

Rys. 8. Porównanie zmienności mocy biernej poszczególnych generatorów w FW 1 dla wariantów regulacji indywidualnej (generatory S1-S6) z wariantem regulacji grupowej5

napięcia w PCC poszczególnych siłowni wiatrowych. Ponieważ kolejne generatory charakteryzują się coraz większą impedancją względem punktu zasilającego i jednocześnie próbują utrzymać tę samą wartość napięcia, skutkuje to nierównomiernym obciążaniem się poszczególnych jednostek wytwórczych (rys. 8). Ponadto praca z kryterium napięciowym na pierwszym miejscu stawia „interes” sieci SN, a nie właścicieli źródeł. Jak wykazano

V_GPZ_15

t [min] 0

0,40

V_GPZ_15

0,92 0,90

Rys. 9. Rekomendowany sposób regulacji źródeł rozproszonych w sieci SN, a) charakterystyka U = f(Q) z kontrolą mocy biernej, kształtowana przez regulator źródła, b) obszar pracy regulatora farmy w zakresie regulacji napięcia i mocy biernej

się zagrożenia bezpieczeństwa sieci SN identyfikowanej jako wystąpienie zbyt niskich U<Umin lub zbyt wysokich U > Umax napięć, poszczególne źródła zmienią kryterium regulacji i zaczną wspomagać sieć poprzez utrzymywanie napięcia równego przyjętemu napięciu granicznemu. W celu określenia wymagań stawianych źródłom rozproszonym przyłączonym do sieci SN właściwy operator powinien określić wymagany zakres regulacji, jaki powinien być spełniony przez poszczególne źródła. Przykładem takiego obszaru jest uogólniona charakterystyka przedstawiona w [1, 5], wymagana do sterowania farm wiatrowych przez operatora systemu Irlandii (rys. 9b).

Rys. 11. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN. Przypadek: USEE = var oraz tg z = –0,2

zmiana napięcia SEE. Linią przerywaną pokazano zmianę napięcia, dla przypadku pracy źródeł z kryterium utrzymywania jedynie stałej wartości współczynnika tg( ) – nie realizowano charakterystyki rys. 9a.

1,04

V [-] Vmax

1,02

eps

1,00

Vref eps

0,98

Vmin V_GPZ_15

0,96

V_GPZ_15

0,94

t [min] 0

Rys. 12. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN. Przypadek USEE = var| U-5% oraz tg |z = 0

Moc pokazana na rysunku QG_S1 grp. U = const. odpowiada mocy pierwszego generatora. W regulacji grupowej poszczególne generatory obciążają się identycznie.

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 45–52

Przykładowe przebiegi wybranych wielkości przedstawione na rys. 12 obrazują efekt oddziaływania źródeł uczestniczących w regulacji w przypadku wystąpienia skokowej zmiany napięcia w SEE o wartości –5%. a) 1,05

V [-]

1,03

Vmax

eps Vref eps Vmin

1,01 0,99

V_GPZ_15

0,97

V_GPZ_15

0,95 0

t [min]

b) 1,04 V [-] 1,02

Vmax

eps

1,00

Vref Vmin

0,98

V_GPZ_15

0,96

t [min] 0

Rys. 13. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN w przypadku PgFW = var oraz a) tg( )|z = –0,2, b) tg z = 0

Ostatni przykład rys. 13 ma na celu określenie zachowania się źródeł uczestniczących w regulacji w przypadku zmiany mocy generacji6. Przedstawione przykładowe wyniki badań wyraźnie pokazują pozytywne efekty przyjętego sposobu regulacji źródeł rozproszonych. Analizując uzyskane wyniki, można zauważyć, że w pierwszej kolejności zadaną wartość napięcia próbuje utrzymać regulator napięcia transformatora w stacji GPZ (rys. 10). Po wyczerpaniu możliwości regulacyjnych transformatora (skrajny zaczep) sieć jest wspomagana przez zewnętrzne źródła. Na rys. 10 i rys. 12 widzimy, że dzięki oddziaływaniu zewnętrznych źródeł mocy biernej następuje ograniczenie nagłych zmian napięcia w sieci SN.

Pozytywne oddziaływanie źródeł objawia się również wydłużeniem czasu przełączania przełącznika zaczepów (rys. 11) (ograniczenia wartości funkcjonału uchybu regulacji). W układzie rzeczywistym, przy dużej zmienności napięcia, można by uzyskać ograniczenie liczby przełączeń przełącznika zaczepów transformatora zasilającego sieć SN. Analiza zmienności napięcia pokazanych na rys. 13 pozwala stwierdzić, że najkorzystniejszą sytuację z punktu widzenia zmienności napięć w sieci, związaną ze zmiennością mocy generowanej, uzyskujemy przy pracy z tg z = 0. 5. Podsumowanie Analiza wyników przedstawionych w niniejszym artykule, jak również w pracy [3], pozwala sformułować następujące wnioski: • Wykorzystanie zewnętrznych źródeł mocy biernej do sterowania U i Q może przynieść wymierne korzyści w postaci: • Aktywny udział źródeł mocy biernej w regulacji U i Q na rzecz sieci SN powinien następować dopiero w wyniku przekroczenia określonych przez operatora granicznych wartości napięć. Dla realizacji tak postawionego zadania wystarczy, aby regulator nadrzędny źródła umożliwiał kształtowanie charakterystyki pokazanej np. na rys. 8a. W każdej z tych propozycji w stanach normalnych, identyfikowanych poprzez dopuszczalne napięcia w sieci (Umin, Umax), dane źródło pracuje wg własnego kryterium, np. utrzymując zadaną wartość współczynnika tg( ), przy jednoczesnej optymalizacji, np. strat w sieci wewnętrznej źródła [2]. Natomiast w przypadku pojawienia się zagrożenia bezpieczeństwa sieci SN, identyfikowango jako wystąpienie zbyt niskich lub zbyt wysokich napięć, poszczególne źródła zmienią kryterium regulacji i zaczną wspomagać sieć poprzez utrzymywanie napięcia równego przyjętemu napięciu granicznemu, z dokładnością do zadanego statyzmu. • Postuluje się przyjęcie jako wartości zadanej współczynnika tg( ) możliwie bliskiego zeru. Uwaga ta dotyczy szczególnie źródeł charakteryzujących się dużą zmiennością mocy generowanej.

• Zadana wartość współczynnika tg( ) może być utrzymywana lokalnie. Nie wymaga się w takim przypadku przesyłania informacji pomiarowych z odległych punktów pomiarowych. • Wartości graniczne napięć (Umax, Umin), determinujące zmianę kryterium działania poszczególnych źródeł, mogą być nastawiane w dwojaki sposób: • lokalnie – wtedy najlepszym rozwiązaniem byłoby przyjęcie wartości odpowiadających dopuszczalnym granicznym wartościom napięć w sieci • zdalnie – wartości te mogłyby być ustalane jako np. procentowa odchyłka napięcia w stosunku do aktualnej zadanej wartości napięcia, utrzymywanej przez regulator transformatora zasilającego daną sieć. Uzyskane wyniki wskazują na celowość wprowadzenia możliwości wykorzystania zewnętrznych źródeł mocy biernej do celów regulacji U i Q na potrzeby sieci SN. W celu zachęcenia potencjalnych uczestników takiej regulacji należy opracować właściwe regulacje prawne. Działanie na rzecz sieci SN należy traktować jako usługę systemową. Bibliografia 1. Eirgrid Grid Code, Version 2.0. January 2007. 2. Klucznik J., Układ sterowania farmy wiatrowej realizujący regulacje napięcia i mocy biernej, Archiwum Energetyki / PAN, Komitet Problemów Energetyki, t. 37, nr spec. (2007). 3. Małkowski R., Zbroński A., Analiza przyłączenia do sieci elektroenergetycznej oraz pracy na sieć wydzieloną układu generacji energii rozproszonej, projekt badawczy realizowany na rzecz ENERGA SA, Umowa nr 10/VII/2010. 4. Małkowski R., Szczerba Z., Celowość wykorzystania źródeł mocy biernej zainstalowanych w sieci SN do regulacji U i Q, Acta Energetica 2012, nr 12, str. 41–44 5. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009.

Praca np. FW przy małym poziomie generacji mocy czynnej skutkuje ograniczeniem zakresu dyspozycyjnej mocy biernej.

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

WAMS – based Control of Phase Angle Regulator Installed in Tie-lines of Interconnected Power System Authors Łukasz Nogal Jan Machowski

Keywords power system control, transient stability, FACTS, WAMS

Abstract This paper addresses the state-variable stabilising control of the power system using such series FACTS devices as TCPAR installed in the tie-line connecting control areas in an interconnected power system. This stabilising control is activated in the transient state and is supplementary with respect to the main steady-state control designed for power flow regulation. Stabilising control laws, proposed in this paper, have been derived for a linear multi-machine system model using the direct Lyapunov method with the aim of maximising the rate of energy dissipation during power swings and therefore maximising their damping. The proposed control strategy is executed by a multi-loop controller with frequency deviations in all control areas used as the input signals. Validity of the proposed state-variable control has been confirmed by modal analysis and by computer simulation for a multi-machine test system.

1. Introduction Traditionally the main control actions in a power system, such as transformer tap changes, have been achieved using mechanical devices and were therefore rather slow. However, the continuing progress in the development of power electronics has enabled a number of devices to be developed, which provide the same functions but with much faster operation [1, 2]. Transmission networks equipped with such devices are referred to as FACTS (Flexible AC Transmission Systems). Depending on the way FACTS devices are connected to a power system, they can be divided into shunt and series devices. Main shunt FACTS devices are reactive power compensators, energy storage (e.g. superconducting or battery based) and braking resistors. Among various series FACTS devices are series compensators, phase angle regulators TCPAR (Thyristor-Controlled Phase Angle Regulator) and power controllers UPFC (Unified Power Flow Controller). The most general FACTS device is the unified power flow controller (UPFC). UPFC is the most general FACTS device because it can execute the following control functions: (1) control of real power flows P by controlling the quadrature of the booster voltage in the series part component (2) control of reactive power flows Q by controlling the direct of the booster voltage in the series part component (3) control of the voltage Vi in the connection node by controlling the reactive current supplied by the network to the shunt part. The first function (control of the quadrature component of the booster voltage) is equivalent to the function of another FACTS 58

device TCPAR. UPFC can also work similarly to the series compensator SSSC [2]. This paper deals with control of UPFC or TCPAR installed in tie-lines linking control areas in an interconnected power system. The main aim of FACTS devices is normally steady-state control of a power system but, due to their fast response, FACTS devices can also be used for power system stability enhancement through improved damping of power swings. For this purpose the control circuits of FACTS devices are equipped with supplementary control loops [2, 3]. There are many publications describing various kinds of supplementary stabilising control. Usually they utilise as the input signals various locally measurable quantities like real and reactive power, voltage magnitude or current, local frequency etc. [4–7]. Simulation of the dynamic response of the power systems with UPFC or TCPAR in the tie-lines show that the use of the supplementary stabilising control based on locally measurable quantities is not satisfactory. It can force a parasitic interaction between load and frequency controllers (LFC) of individual control areas of the interconnected power system. This interaction deteriorates quality of the frequency regulation and disproves damping of the power swings. This results from the following fact that during the transient state (caused by a sudden disturbance in a power balance) the series FACTS devices installed in the tie-lines affect the values of tie-line power interchanges and therefore also the value of the area control error (ACE). This may affect the dynamics of secondary control executed by the central load and frequency controllers (LFC) [2]. To avoid the above mentioned problems a proper control algorithm has to be implemented at the regulator of the series FACTS

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

devices installed in the tie-lines. This control should not deteriorate frequency and tie-line power interchange regulation process. An example of such control has been described in paper [19] where the authors proposed to solve the linear state-variable equations during the control process.

FACTS device

power system

dynamic identyfication of state variables

local measurement

controller

state-variable control

Fig. 1. Schematic illustration of the local and state-variable stabilising control

A different approach has been proposed in a book [2] written by one of the authors of this paper. In this book a new control structure, as illustrated in fig. 1, has been proposed. The main steady-state control loop (upper part of figure) is based on measuring a locally observable signal to be controlled by a FACTS device. For the thyristor-controlled phase angle regulator (TCPAR), it is real power in a given transmission line. For UPFC it is real and reactive power in a given transmission line and voltage at the bus. The supplementary stabilising loop (lower part of figure) utilises state variables as input signals and, from the point of view of the whole system, is a state-variable control. The main problem for such a closed-loop control is the design of a state-variable control algorithm for a multi-machine power system model. In order to derive the relevant control algorithm, the direct Lyapunov method has been applied to a multi–machine linear power system model. Direct Lyapunov method is a powerful tool for transient stability assessment and control of power system [2]. This paper extends the previous work of the authors [9, 18] on the design of Lyapunovbased damping controllers for shunt FACTS devices. Correctness of the derived state-variable control has been confirmed by computer simulation for a simple multi-machine test system. Further work is needed to address the problems related to fast measurement of input signals, real-time identification of system parameters, influence of more realistic models of generators and their AVRs, influence of different load models and dynamics and other implementation problems.

2. FACTS devices in tie-lines UPFC, shown in fig. 2a, consists of a shunt and series part. The shunt part consists of a supply (excitation) transformer ET and a voltage source converter CONV 1. The series part consists of a voltage source converter CONV 2 and a series (booster) transformer ST. Both voltage source converters CONV 1 and CONV 2 are connected back-to-back through the common dc link with a capacitor. Each converter has its own PWM controller which use two control parameters, respectively, m1, and m2, . The shunt part of the UPFC works similarly as reactive power compensator STATCOM. Converter CONV 1 regulates voltage and thereby also the current received by UPFC from the network. The voltage is expressed [1–3] by: (1) The controller enforces a required value by choosing appropriate values of m1 and . The series part of the UPFC works similarly as series compensator. Converter CONV 2 regulates both the magnitude and the phase of the ac voltage supplying the booster transformer. That voltage is expressed by: (2) The controller enforces the required value of by choosing appropriate values of m2 and . Thanks to controlling both the magnitude and the phase of the booster (series) voltage, the voltage at the beginning of the transmission line may assume any values within the circle created by the phasor , as illustrated in fig. 2a. The simplified steady-state equivalent circuit (fig. 2b) contains a series voltage source , reactance of the booster transformer XST, and shunt current source . Obviously the model must also include limiters for voltage and the allowed current flowing through the booster (series) transformer.

Fig. 2. Unified power flow controller (UPFC): (a) functional diagram and the phasor diagram; (b) equivalent circuit control

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

Fig. 3. Power flow controller installed in a tie-line of interconnected power system

Schematic diagram of a TCPAR regulator is shown in fig. 3. An integral type regulator with negative feedback is placed in the main control path. The task of the regulator is regulating real power flow in the line in which the FACTS device is installed. The reference value is supplied from the supervisory control system. A supplementary control loop devoted to damping of power swings and improving power stability is shown in the lower part of the diagram.

3. Incremental model of transmission line Fig. 4 illustrates the stages of developing a model of the TCPAR installed in a tie-line. Booster voltage, which is in quadrature to the supply voltage, is injected in the transmission line using a booster transformer: (3) where is the controlled variable. The booster transformer reactance has been added to the equivalent line reactance. To simplify considerations, the line and transformer resistances have been neglected. The following relationships can be derived using the phasor diagram of fig. 4d:

Fig. 4. Stages of developing an incremental model of a transmission line with a phase shifting transformer: (a) one-line diagram, (b) admittance model with ideal transformation ratio, (c) incremental model, (d) phasor diagram

The values of variables at a given operating point are Using those values, equation (7) gives: (8) The tie-line flow in (7) depends on both the power angle and the quadrature transformation ratio . Hence in the vicinity of the operating point it is obtained: (9) where:

(10) (4) Looking on the transmission line (fig. 4d) from the side of node a it can be written that:

Substituting partial derivatives (10) into (9) gives: (11)

(5)

The coefficients and in that equation are the same as those in (8). Component can be eliminated from (11) using (8) in the following way. Equation (8) gives

Substituting (4) to the last equation gives:

(6)

or: 12)

That equation can also be written as: Substituting that equation into (11) gives: (7) where is the amplitude of the power-angle characteristic of the transmission line. 60

(13)

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

The following notation is introduced now:

(20) (14) (15)

The variable given by (14) corresponds to the mutual synchronising power for the line a-b calculated neglecting the booster transformer and given by (15) corresponds to the synchronising power when the booster transformer has been taken into account. Using that notation, equation (13) takes a form or (16) Now, looking on the transmission line (fig. 4d) from the side of node b it can be written that:

where and are the vectors of changes in real power injections and voltage angles, respectively. Matrix is the Jacobi matrix and consists of partial derivatives . Equation (20) describes the incremental model of a network. Including a phase shifting transformer in the network incremental model is illustrated in fig. 5. There are the following node types: {G} – generator nodes behind transient generator reactances {L} – load nodes a,b – terminal nodes of a line with a phase shifting transformer (as in fig. 4). The line with the phase shifting transformer, fig. 5, is modelled using a transformation ratio and a branch. In the incremental model shown in fig. 5 that line is modelled as shown in fig. 4. Matrix describing that network includes branch from the incremental line model with the phase shifting transformer. There are real power injections in nodes a and b, similarly as in fig. 4c, corresponding to flow changes due to transformation ratio regulation .

(17) Linearization of this equation similar to (8) gives equation similar to (16), but with different signs: (18) Substituting into equations (16) and (18) it is easy to obtain two equivalent equations, which can be written in the following way:

(19)

Equation (19) describes the incremental model of the transmission line shown in fig. 4c. In that model there is an equivalent transmission line between nodes a and b with parameter . Power injections in nodes a and b are and , respectively. A change in the flow in that line corresponds to a change in the voltage angles at both nodes. Nodal power injections correspond to the flow changes due to the regulation of the quadrature transformation ratio . It will be shown later that the derived incremental model of a branch with a phase shifting transformer is convenient for the network analysis, especially for large networks, as it models changes in the quadrature transformation ratio by changes in power injections without changing parameters of the branches.

Fig. 5. Stages of developing the incremental model: (a) admittance model with a phase shifting transformer, (b) incremental model, (c) incremental model after elimination of nodes {L}

Now equation (20) describing the model shown in fig. 5b can be expanded as:

(21)

Substitution has been made on the left-hand-side of (21) because loads at {L} nodes are modelled as constant powers. Eliminating variables, related to load nodes {L} in (21), by using the partial inversion method (described in [2]) makes it possible to transform equation (21) to the following form:

4. Incremental model of system Analysing system frequency regulation, one can assume that changes in voltage magnitudes can be neglected and only changes in voltage angles are considered. Under this assumption it can be written that:

22)

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

That equation can be further transformed by partial inversion to the following equations:

. As the network equations were derived in the matrix for form, it is convenient to write the above equation in the matrix form too:

(23) (32) (24)

where: (25)

where: M, D are diagonal matrices of respectively the inertia and damping coefficients, and , , are column matrices of respectively changes in rotor angles, rotor speed deviations, and real power generations. Substituting (28) to the second equation of (32) gives the following state equation: (33)

(26)

(27)

Equations (23) and (24) describe the incremental model shown in fig. 5c. Equation (23) describes how a change in the transformation ratio of a phase shifting transformer affects power changes in all generators. Equation (24) describes the influence of changes in the transformation ratio on the voltage angle changes in the terminal nodes of the line with the phase-shifting transformer. Equation (23) can be transformed to: (28) where: (29) Hence a power change in the i-th generator can be expressed as: (30)

where: . Hence if then changes in cannot influence power changes in i-th generator. In other words, that generator cannot be controlled using that phase shifting transformer. Coefficients , can be treated as measures of the distance from nodes a and b to the i-th generator. It means that if nodes a and b are at the same distance from the i-th generator then the device cannot influence that generator. That can be checked using fig. 5c, as power injections in nodes a and b have opposite signs. Hence if the distances are the same, then the influences on that generator compensate each other out. Swings of the generator rotors are described by the following equations [2]:

here: is the control function corresponding to the transformation ratio change of the phase shifting transformer. Function affects motions of each rotor proportionally to coefficient . The main question now is how should be changed so that a control of a phase-shifting transformer improves damping of oscillations. The control algorithm of will be derived using the Lyapunov direct method.

5. State-variable control in general case In [11] the total system energy was used as the Lyapunov function in the non-linear system model (with line conductances neglected). In the considered linear model (33) the total system energy can be expressed as the sum of rotor speed and angle increments. That corresponds to expanding in Taylor series in the vicinity of an operating point. That equation shows that V(x) can be approximated in a vicinity of an operating point using a quadratic form based on the Hessian matrix of function V(x). For the potential energy Ep the Hessian corresponds to the gradient of real power generations and therefore also the Jacobian matrix used in the above incremental model.

(34)

Hence, it can be proved that: (35)

It was shown in [2] that if the network conductances were neglected, matrix is positive-definite at an operating point (stable equilibrium point). Hence the quadratic form (35) is also positive definite. The kinetic energy can be expressed as:

(31) (36) 62

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

It is a quadratic form made up of the vector of speed changes and a diagonal matrix of inertia coefficients. Matrix is positive definite, so the above quadratic form is also positive definite. Total energy increment is given by:

As matrix is positive definite, the function above is negative definite. Hence function (37) can be treated as the Lyapunov function. In order that the considered system is stable when is changing, the second component in (44) should be always positive:

(37)

(46)

That function is positive definite as the sum of positive-definite functions and therefore it can be used as a Lyapunov function providing its time derivative at the operating point is negative definite. Differentiating (35) and (36) gives: (38)

That can be ensured using the following control algorithm: (47) With that control algorithm the derivative (44) of the Lyapunov function is given by: (48)

(39) where is the control gain. Taking into account (42), the control algorithm (47) can be written as: Now, it is useful to transpose equation (33): (49) (40) Substituting the right-hand-side of (40) for component of (39) gives:

in the first

(41)

where . That control algorithm is valid for any location of the phase shifting transformer. In the particular case when the phase shifting transformer is located in a tie-line the control law can be simplified as described below.

6. State-variable control for TCPAR in tie-line It can be easily checked that both expressions in the last component of (41) are identical scalars as:

It is assumed now that considered interconnected power system consists of three subsystems (control areas) as illustrated in fig. 6. The set {G} of the generator nodes is divided into three subsets corresponding to those subsystems: {G} = {GA} + {GB} + {GC}.

(42)

Hence equation (41) can be re-written as:

(43)

Adding both sides of (43) and (38) gives:

(44) In a particular case when there is no control, i.e. when equation in (44) gives:

, Fig. 6. A three area test system with tie-lines L2, L5, L20, L35

(45)

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

Now the summation in equation (49) can be divided into three sums:

(50) Following a disturbance in one of the subsystems, there are local swings of generator rotors inside each subsystem and inter-area swings of subsystems with respect to each other. The frequency of local swings is about 1 Hz while the frequency of inter-area swings is much lower, usually about 0.25 Hz. Hence when investigating the inter-area swings, the local swings can be approximately neglected. Therefore it can be assumed that:

(51)

Fig. 7. Block diagram of the stabilising control loop of a power flow controller installed in a tie-line of an interconnected power system

inter-area swings of about 0.25 Hz the period of oscillations is about 4 seconds and the speed of signal transmission to the regulator does not have to be high. It is enough if the signals are transmitted every 0.1 seconds, which is not a tall order for modern telecom systems.

Now equation (49) can be expressed as:

(52) or, after summing the coefficients: (53) where: (54)

Equation (53) shows that the control of a phase shifting transformers should employ the signals of frequency deviations weighted by coefficients (54). Block diagram of the supplementary control loop based on (53) is shown in fig. 7. The way the supplementary control loop is added to the overall regulator has been shown earlier in fig. 3. The sign of gains , , in equation (52) and fig. 7 are positive or negative. Moreover, an important property can be proved, that the sum of these gains is equal to zero: . As a result of this property, in the case when all control areas change the frequency simultaneously , the control output signal is equal to zero: . It is correct, because the stabilising control should act only in the case when there are power swings between control areas and . The input signals to the supplementary control are frequency deviations in each subsystem. Those signals should be transmitted to the regulator using telecommunication links or a wide-area measurement system (WAMS) [10–15]. For the frequency of

Fig. 8. Modified New England Test System

The coefficients in (53) have to be calculated by an appropriate SCADA/EMS function using current state estimation results and system configuration. Obviously those calculations do not have to be repeated frequently. Modifications have to be made only after system configuration changes or after a significant change of power system loading. When deriving equation (53), for simplicity only one phase-shifting transformer was assumed. Similar considerations can be undertaken [18] for any number of phase-shifting transformers installed in any number of tie-lines. For each transformer, identical control laws are obtained but obviously with different coefficients calculated for respective tie-lines.

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

Fig. 9. Time response of frequency in Area B for considered disturbance

fig. 8). Considered disturbance appears in area B and consists of an outage of a 250 MW generating unit (tripped by a generator protection). Fig. 9 shows the variation of the frequency in area B. A thick line shows the response when two (above mentioned) TCPARs were active and a thin line the response when TCPARs were not active. When TCPARs are not active, the frequency is affected by inter-area oscillations (the thin line). Active TCPARs (controlled with the use of the proposed method) quickly damp out the inter-area oscillations and the frequency variation is much smoother (the thick line). Frequency response for area A and area C is similar. Dynamic response of real power in the tie-lines for the same disturbance, as discussed above, is shown in fig. 10. When the TCPARs are not active in all tie-line the inter-area power swings are observable (the thin line). Active TCPARs (controlled using the proposed method) quickly damp out the inter-area oscillations and the dynamic response is almost aperiodic (the thick line). In the considered example the active TCPARs have a slight effect on the response of the mechanical (turbine) power. For several seconds the control areas A and C support area B by means of power injection. As frequency returns to its reference value, the area B increases its generation and the areas A and C withdraw their support. Dissertation [18] contains many simulation results for all possible placements of TCPARs in the tie-lines. The results are similar as those presented here and confirm the efficiency of the proposed supplementary control.

8. Modal analysis This section presents the results of modal analysis for the considered test network - refer to [18] for full details. Fig. 11 shows eigenvalue loci for the localization of TCPARs considered in fig. 9 and fig. 10, i.e. for TCPARs installed in tie-lines L5 and L20. Fig. 10. Time response of real power in the tie-lines for considered disturbance

7. Test results for New England Test System Simulation tests of the proposed supplementary control of TCPAR’s installed in tie-lines have been done for a Modified New England Test System (10 generators 31 nodes, 38 branches). It has been divided into three subsystems, each of them being a control area with its own LFC. Control areas are connected as shown in fig. 6 and fig. 8. Detailed data and models of power system elements are described in [18]. Compared to the original New England Test System, the modified version has extended tie-line in order to reduce the frequency of tie-line oscillations to a more realistic value. In the modified system the frequency of inter-area swings is about 0.5 Hz while the frequency of swings of machine within the areas is about 1 Hz. It is assumed that there are two TCPARs installed in the places marked in fig. 6a by little blank circles (one in line L5 near node a2 (node B3 in fig. 8) and one in line L20 near node a4 (node B15 in

Fig. 11. Eigenvalue loci for test system with TCPAR’s installed in the tie-lines L5 and L20

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

The calculations started from a very small value of the control gain in equation (47). Fig. 11 shows that when the value of the gain was increased, the eigenvalues moved to the left hence enhancing stability of the system. Analysis using participation factors, see [2], demonstrates that the eigenvalues shown in fig. 11 are mainly connected with frequency deviations in all control areas and with power angles of the equivalent generators representing these areas (fig. 6). The results of modal analysis shown here and reported in [18] confirm the strong influence of the proposed supplementary stabilising control on damping of the inter-area oscillations.

Fig. 12. Comparison of the time response in the case when control parameters are updated (solid line) and kept constant (dotted line)

9. Robustness of the proposed control The coefficients in the multi-input stabilising control loop (fig.7) depend on the power system parameters and have to be calculated by an appropriate SCADA/EMS function using current state estimation results and system configuration. Obviously in practice calculation of may not be frequent in order not to overload SCADA/EMS. Moreover it is doubtful whether the values of can be updated quickly enough, to follow the system transient trajectory, following a disturbance. Hence a question arises whether the proposed methodology is robust to the changes of system parameters if the values of cannot be updated quickly enough. Dissertation [18] shows simulation results for many disturbances when the values of coefficients are kept constant as in the pre-fault conditions. The results confirm the robustness of the proposed methodology. To demonstrate that, fig. 12 shows simulation results when TCPARs were installed in lines L5 and L20, i.e. the same situation as that shown in fig. 10. It was assumed that a disturbance appears in area B and consists of an outage of a 250 MW generating unit (tripped by a generator protection). To test robustness of the methodology to the changes in values of it was additionally assumed that line L6 in system A (close to line L5 and node B15 in fig. 8) is outaged. The solid line in fig. 12 shows time response of real power in tie-line L5 when the values of have been updated after Line L6 was outaged while the dotted line shows the case when the values of the coefficients were kept constant. A comparison between the two responses shows that the error in calculation of the coefficients did not influence the dynamic system response in a significant manner. It should be emphasised that the robustness of the control strategy to the changes in system parameters is due to the fact that the control is based on signals coming from all parts of the system. This is not possible when the control is based on local measurements.

10. Conclusions This paper addressed the problem of a state-variable stabilising control of power system using series FACTS devices such as TCPAR or UPFC operating with quadrature booster regulation. It is assumed that these type of FACTS devices are installed in the tie-lines of an interconnected power system. A control strategy for a multi-machine linear system model in such a case has been derived using energy-type Lyapunov function with the aim of maximising the rate of energy dissipation during power swings. Validity of the proposed stabilising control has been confirmed by computer simulation for a multi-machine test system and modal analysis. It was shown that the proposed supplementary stabilising control is robust to the changes in system parameters. This is due to using a multi-input control based on signals coming from each control area. Further research is needed to check the influence of different load models, load dynamics, more realistic models of generators and their AVRs and PSSs, interactions with other controllers, inaccuracies in signals, time delays etc. REFERENCES 1. Hingorani N.G., Gyugyi L., Understanding FACTS. Concepts and Technology of Flexible AC Transmission Systems, IEEE Press, 2000. 2. Machowski J., Bialek J., Bumby J., Power System Dynamics. Stability and Control, John Wiley & Sons, Chichester 2008. 3. CIGRE Technical Brochure, No 145, Modelling of power elektronics equipment (FACTS) in load flow and stability programs, http://www.e-cigre.org. 4. Youke L.T., Youyi W., Design of series and shunt FACTS controller using adaptive nonlinear coordinated design techniques, IEEE Transaction on Power Systems, August 1997, Vol. 12, No. 3. 5. Wang F.F., Swift F.J., Li M., A unified model for the analysis of FACTS devices in damping power system oscillations. Multi-machine power systems, IEEE Trans. Power Delivery, Oct. 1998, Vol. 13, pp. 1355–1362. 6. Pal B.C., Coonick A.H., Jaimoukha I.M., El-Zobaidi H., A linear matrix inequality approach to robust damping control design in power systems with superconducting magnetic energy storage device, IEEE Transactions on Power Systems, February 2000, Vol. 15.

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

7. Chaudhuri B., Pal B.C., Zolotas A.C., Jaimoukha I.M., Green T.C., Mixedsensitivity approach to H/sub /spl infin// control of power system oscillations employing multiple FACTS devices, IEEE Trans. Power Systems, Aug. 2003, Vol. 18, pp. 1149–1156. 8. Kamwa I. , Gerin-Lajoie L. , Trudel G., Multi-Loop Power System Stabilizers Using Wide-Area Synchronous Phasor Measurements, Proceedings of the American Control Conference, Philadelphia Pennsylvania, June 1998. 9. Machowski J., Białek J., State-variable control of shunt FACTS devices using phasor measurements, Electric Power System Research, Issue 1, 2008, Vol. 78, pp. 39–48. 10. Bhargava B. , Synchronised phasor measurement system project at Southern California Edison Co., IEEE PES Summer Meeting, 1999, Vol. 1, pp. 16–22. 11. Magnus A., Karlsson D., Phasor measurement applications in Scandinavia, Transmission and Distribution Conference and Exhibition, 2002: Asia Pacific, IEEE/PES, 6–10 Oct. 2002, Vol. 1 , pp. 480–484. 12. Yu C.S., Liu C.W., Self-correction two-machine equivalent model for stability control of FACTS system using real-time phasor measurements, IEE Proc. Gen., Transm. and Distrib., Vol. 149, July 2002, pp. 389–396. 13. Kamwa I., Grondin R. Hebert Y., Wide-area measurement based stabilising control of large power systems-a decentralized/hierarchical approach, IEEE Trans. Power Systems, Feb 2001, Vol. 16, pp. 136–153.

14. Aboul-Ela M.E., Sallam A.A., McCalley J. D. , Fouad A.A., Damping controller design for power system oscillations using global signals, IEEE Trans., Power Systems, May 1996, Vol. 11 , pp. 767–773. 15. Adamiak M.G., Apostolov A.P., Begovic M.M., Henville C.F., Martin K.E., Michel G.L., Phadke A.G., Thorp J.S., Wide Area Protection – Technology and Infrastructures, IEEE Trans. Power Delivery, April 2006, Vol. 21, pp. 601–609. 16. Pai M.A., Energy Function Analysis For Power System Stability, Kluwer Academic Publishers, 1989. 17. Pavella M. , Ernst D. , Ruiz-Vega D.,Transient Stability of Power Systems. A unified Approach to Assessment and Control, Kluwer’s Power Electronics and Power System Series, 2000, SECS581 0-7923-7963-2. 18. Nogal L., Control of series FACTS devices by the use of WAMS, Ph D Thesis, Warsaw University of Technology 2009 (in Polish). 19. Zarghami M. , Crow M.L. , Sarangapani J. , Liu Y. , Atcitty S., A Novel Approach to Inter-area Oscillation Damping by Unified Power Folw Controllers Utilizing Ultracapacitors, IEEE Trans. Power Systems, Feb 2010, Vol. 25, No. 1, pp. 404–412.

Information The research was supported by research project No. 3496/B/ T02/2009/37 financed by the Ministry of Education and Science of Poland.

Łukasz Nogal Warsaw University of Technology e-mail: lukasz.nogal@ien.pw.edu.pl Received Ph.D. degree in electrical engineering at Warsaw University of Technology (2009), where he is currently working as an adjunct. His research interests are in power system analysis, control and telecommunication.

Jan Machowski Warsaw University of Technology e-mail: jan.machowski@ien.pw.edu.pl Is a full professor at Warsaw University of Technology. His research interests are in power system analysis, protection and control. He is a co-author of the textbook ”Power System Dynamics. Stability and Control” published by J. Wiley (2008).

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 58–67. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Sterowanie tyrystorowych przesuwników kąta fazowego zainstalowanych w liniach powiązań międzysystemowych za pomocą sygnałów WAMS Autorzy

Łukasz Nogal Jan Machowski

Słowa kluczowe

regulacja systemu elektroenergetycznego, równowaga dynamiczna, FACTS, WAMS

Streszczenie

Tematem artykułu jest regulacja stabilizacyjna zmiennych stanu systemu elektroenergetycznego za pomocą urządzeń szeregowych FACTS typu TCPAR, zainstalowanych w liniach międzysystemowych łączących obszary regulacji w połączonym systemie elektroenergetycznym. Taką regulację stabilizacyjną uruchamia się w stanie przejściowym jako uzupełnienie głównej regulacji przepływu mocy w stanie ustalonym. Zaproponowane w niniejszym opracowaniu reguły regulacji stabilizacyjnej wyprowadzono dla liniowego modelu systemu wielomaszynowego, przy użyciu bezpośredniej metody Lapunowa, w celu maksymalizacji rozpraszania energii w trakcie kołysań mocy, a więc ich tłumienia. Proponowaną strategię regulacji wykonuje wielo-wejściowy układ regulacji wykorzystujący odchylenia częstotliwości we wszystkich obszarach regulacji jako sygnały wejściowe. Trafność proponowanej regulacji zmiennych stanu potwierdziła analiza modalna oraz symulacja komputerowa dla testowego systemu wielomaszynowego.

1. Wprowadzenie Tradycyjnie główne czynności regulacyjne w systemie elektroenergetycznym, takie jak przełączanie zaczepów transformatorowych, realizuje się przy użyciu urządzeń mechanicznych, są one zatem raczej powolne. Jednakże systematyczne postępy w rozwoju energoelektroniki umożliwiły skonstruowanie urządzeń, które wykonują takie same funkcje, ale działają znacznie szybciej [1, 2]. Sieci przesyłowe wyposażone w takie urządzenia nazywane są elastycznymi systemami przesyłu prądu przemiennego FACTS (ang. Flexible AC Transmission Systems). W zależności od sposobu przyłączenia urządzeń FACTS do systemu elektroenergetycznego można je podzielić na bocznikowe i szeregowe. Główne bocznikowe urządzenia FACTS to kompensatory mocy biernej, zasobniki energii (np. nadprzewodnikowe lub bateryjne) oraz rezystory hamowania. Wśród różnych szeregowych urządzeń FACTS są kompensatory szeregowe, tyrystorowe przesuwniki fazowe (ang. Thyristor-Controlled Phase Angle Regulator) i regulatory przepływu mocy UPFC (ang. Unified Power Flow Controller). Najbardziej ogólnym urządzeniem FACTS jest zespolony regulator przepływu mocy (UPFC). UPFC jest najbardziej ogólnym urządzeniem FACTS, ponieważ może realizować następujące funkcje regulacyjne: 1. sterowanie przepływami mocy czynnej P poprzez regulację składowej poprzecznej napięcia dodawczego w części szeregowej 2. sterowanie przepływami mocy biernej Q poprzez regulację składowej wzdłużnej napięcia dodawczego w części szeregowej 3. sterowanie napięciem Vi w węźle przyłączenia poprzez regulację prądu biernego płynącego z sieci do części bocznikowej. Pierwsza funkcja – regulacja składowej poprzecznej napięcia dodawczego – jest równoważna funkcji innego urządzenia

FACTS, sterowanego tyrystorowo przesuwnika kąta fazowego TCPAR. UPFC może także działać podobnie do kompensatora szeregowego SSSC [2]. Głównym celem urządzeń FACTS jest sterowanie systemem elektroenergetycznym normalnie w stanie ustalonym, ale ze względu na krótki czas reakcji urządzenia FACTS można także wykorzystywać do poprawy stabilności systemu elektroenergetycznego poprzez poprawę tłumienia kołysań mocy. W tym celu obwody sterowania urządzeń FACTS wyposaża się w uzupełniające pętle sterowania [2, 3]. Jest wiele publikacji opisujących różne rodzaje uzupełniającej regulacji stabilizacyjnej. Zwykle jako sygnały wejściowe służą różne lokalnie mierzalne wielkości, takie jak moc czynna i bierna, napięcie lub prąd, częstotliwość lokalna itp. [4–7]. Symulacje reakcji dynamicznej systemów elektroenergetycznych z urządzeniami UPFC lub TCPAR w liniach międzysystemowych pokazują, że zastosowanie uzupełniającej regulacji stabilizującej sterowanej lokalnie mierzalnymi wielkościami nie jest zadowalające. Może ono wymusić pasożytniczą interakcję pomiędzy regulatorami mocy i częstotliwości (LFC) poszczególnych obszarów regulacji połączonego systemu elektroenergetycznego. Interakcja ta pogarsza jakość regulacji częstotliwości i likwiduje tłumienie kołysań mocy. Wynika to z tego, że w stanie przejściowym (spowodowanym nagłym zaburzeniem bilansu mocy) urządzenia szeregowe FACTS, zainstalowane w linii międzysystemowej, wpływają na wartości mocy nią przesyłanej Ptie, a zatem również na wartość uchybu obszarowego (ACE). Może to wpływać na dynamikę regulacji wtórnej realizowanej przez centralne sterowniki obciążenia i częstotliwości (LFC) [2]. Aby uniknąć powyższych problemów, należy wdrożyć odpowiedni algorytm sterowania w regulatorze szeregowych urządzeń

FACTS, zainstalowanych w linii międzysystemowej. Sterowanie to nie powinno pogorszyć procesu regulacji częstotliwości i mocy wymienianej linią międzysystemową. Przykład takiego sterowania opisano w pracy [19], której autorzy zaproponowali rozwiązanie liniowych równań zmiennych stanu w trakcie procesu sterowania. Inne podejście zaproponowano w książce [2], napisanej przez jednego z autorów tego artykułu. W książce tej zaproponowano nową strukturę regulacji, przedstawioną na rys. 1.

Rys. 1. Schematyczna ilustracja regulacji stabilizacyjnej lokalnej i zmiennych stanu

Główna pętla regulacji stanu ustalonego (górna część rysunku) wykorzystuje pomiar lokalnie obserwowalnego sygnału, który podlega sterowaniu przez urządzenie FACTS. Dla tyrystorowego przesuwnika kąta fazowego (TCPAR) jest to moc czynna w danej linii przesyłowej. Dla UPFC są to moce czynne i bierne w danej linii przesyłowej oraz napięcie na szynach. Uzupełniająca pętla stabilizacyjna (dolna część rysunku) jako sygnały wejściowe wykorzystuje zmienne stanu i z punktu widzenia całego systemu stanowi regulację zmiennych stanu.

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

Głównym problemem dla takiej regulacji w pętli zamkniętej jest konstrukcja algorytmu regulacji zmiennych stanu dla modelu wielomaszynowego systemu elektroenergetycznego. Aby uzyskać odpowiedni algorytm sterowania do modelu wielomaszynowego systemu elektroenergetycznego, zastosowano bezpośrednią metodę Lapunowa. Bezpośrednia metoda Lapunowa jest potężnym narzędziem do oceny równowagi dynamicznej systemu elektroenergetycznego i do sterowania nim [2]. Artykuł ten rozszerza poprzednie prace tych samych autorów [9, 18], dotyczące opartych na metodzie Lapunowa konstrukcji sterowników tłumiących dla bocznikowych urządzeń FACTS. Poprawność uzyskanej regulacji zmiennych stanu potwierdzono symulacją komputerową dla prostego wielomaszynowego systemu testowego. Potrzebne są dalsze prace w celu rozwiązania problemów związanych z szybkim pomiarem sygnałów wejściowych, identyfikacji parametrów systemu w czasie rzeczywistym, wpływu bardziej realistycznych modeli generatorów i ich automatycznych regulatorów napięcia AVR, wpływu różnych modeli obciążenia i ich dynamiki oraz innych problemów realizacyjnych. 2. Urządzenia FACTS w liniach międzysystemowych Regulator UPFC pokazany na rys. 2a składa się z części bocznikowej i szeregowej. W skład części bocznikowej wchodzą: transformator zasilający (wzbudzenie) ET i przetwornika źródła napięcia CONV 1. Część szeregowa zawiera: przetwornik źródła napięcia CONV 2 i transformator szeregowy (dodawczy) ST. Oba przetworniki źródeł napięcia CONV 1 i CONV 2 są połączone back-to-back poprzez wspólne łącze prądu stałego z kondensatorem. Każdy przetwornik ma swój własny sterownik PWM, który wykorzystuje dwa parametry regulacyjne, odpowiednio m1, oraz m2, . Część bocznikowa UPFC działa podobnie do kompensatora mocy biernej STATCOM. Przetwornik CONV 1 reguluje napięcie , a tym samym również prąd odbierany przez UPFC z sieci. Napięcie to wyrażone jest [1–3] przez: (1) Sterownik ten wymusza żądaną wartość poprzez wybór odpowiednich wartości m1 oraz . Część szeregowa UPFC działa podobnie do kompensatora szeregowego. Przetwornik CONV 2 reguluje zarówno wielkość, jak i fazę napięcia przemiennego zasilającego transformator dodawczy. Napięcie to wyrażone jest przez:

, reaktancję transformera dodawczego X ST oraz źródło prądu bocznikowego . Oczywiście model ten musi także zawierać ograniczniki napięcia i dopuszczalnego prądu płynącego przez transformator dodawczy (szeregowy).

(5) Podstawienie (4) do ostatniego równania daje:

(6) Równanie to można także zapisać jako: (7) gdzie: to amplituda kątowej charakterystyki mocy linii przesyłowej.

Rys. 2. Zespolony regulator przepływu mocy (UPFC): (a) schemat funkcjonalny i wykres wskazowy, (b) obwód równoważny

Rys. 3. Regulator przepływu mocy zainstalowany w linii międzysystemowej połączonego systemu elektroenergetycznego

Schemat regulatora TCPAR pokazano na rys. 3. W głównej ścieżce regulacji umieszczono regulator typu całkującego z ujemnym sprzężeniem zwrotnym. Regulator ten służy do regulacji przepływu mocy czynnej w linii, w której zainstalowano urządzenie FACTS. Wartość referencyjna jest podawana z nadrzędnego systemu sterowania. Pętlę regulacji uzupełniającej, służącą do tłumienia kołysań mocy i poprawy stabilności mocy, pokazano w dolnej części schematu. 3. Model przyrostowy linii przesyłowej Na rys. 4 przedstawiono etapy budowy modelu urządzenia TCPAR zainstalowanego w linii międzysystemowej. Napięcie dodawcze, prostopadłe do napięcia zasilania, jest podawane do linii przesyłowej przez transformator dodawczy:

Rys. 4. Etapy budowy przyrostowego modelu linii przesyłowej z transformatorem PST z regulacją przekładni poprzecznej: (a) schemat jednokreskowy, (b) model admitancji z przekładnią transformatora idealnego, (c) model przyrostowy, (d) wykres wskazowy

Wartości zmiennych w danym punkcie pracy wynoszą Po użyciu tych wartości równanie (7) daje: (8) Przepływ w linii międzysystemowej (7) zależy zarówno od kąta mocy , jak i przekładni poprzecznej . A zatem w pobliżu tego punktu pracy uzyskuje się: (9) gdzie:

(3)

(10)

gdzie to zmienna regulowana. Reaktancję transformatora dodawczego dodano do reaktancji zastępczej linii.. Dla uproszczenia rozważań pominięto rezystancje linii i transformatora.

Podstawienie pochodnych cząstkowych (10) do (9) daje:

Z wykresu wskazowego z rys. 4d można wyprowadzić następujące zależności:

(11)

(4)

Współczynniki oraz w tym równaniu są takie same jak w (8). Składnik można wyeliminować z (11), używając (8) w sposób następujący. Równanie (8) daje

(2) Sterownik ten wymusza żądaną wartość poprzez wybór odpowiednich wartości m2 oraz . Dzięki regulacji zarówno wielkości, jak i fazy napięcia dodawczego (szeregowego), napięcie na początku linii przesyłowej może przyjmować dowolne wartości z okręgu utworzonego przez wskaz , jak pokazano na rys. 2a. Uproszczony obwód równoważny stanu ustalonego (rys. 2b) zawiera źródło napięcia szeregowego

Patrząc na linię przesyłową (rys. 4d) od strony węzła a, można zapisać, że:

lub:

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

(12) Podstawienie tego równania do (11) daje: (13) Teraz wprowadza się następujący zapis: (14) (15) Zmienna dana przez (14) odpowiada mocy wzajemnej synchronizacji dla linii AB, obliczonej przy pominięciu transformatora dodawczego, a dana przez (15) odpowiada mocy synchronizacji przy jego uwzględnieniu. Z wykorzystaniem tego zapisu równanie (13) przyjmuje postać lub (16) Patrząc teraz na linię przesyłową (rys. 4d) od strony węzła b, można zapisać, że:

(20) gdzie: oraz to odpowiednio wektory zmian zastrzyków mocy czynnej i argumentów napięć. Macierz to macierz Jacobiego i składa się z pochodnych cząstkowych . Równanie (20) opisuje przyrostowy model sieci. Włączenie transformatora z regulacją przekładni poprzecznej do przyrostowego modelu sieci przedstawiono na rys. 5. Są tam węzły następujących typów: {G} – węzły generatorowe za przejściowymi reaktancjami generatora {L} – węzły obciążenia a, b – węzły końcowe linii z transformatorem z regulacją przekładni poprzecznej (jak na rys. 4). Linie z transformatorem z regulacją przekładni poprzecznej (rys. 5) modeluje się za pomocą przekładni i gałęzi. W modelu przyrostowym pokazanym na rys. 5 linia ta odwzorowana jest w sposób przedstawiony na rys. 4. Opisująca tę sieć macierz zawiera gałąź z przyrostowego modelu linii z transformatorem z regulacją przekładni poprzecznej. Moc czynną wstrzykuje się w węzłach a i b, podobnie jak na rys. 4c, odpowiednio do zmian przepływu ze względu na regulację przekładni .

(17) Linearyzacja tego równania podobnie do (8) daje równanie podobne do (16), ale z innymi znakami:

(23) (24)

gdzie:

(25)

(26) (27) Równania (23) i (24) opisują model przyrostowy przedstawiony na rys. 5c. Równanie (23) opisuje, jak zmiana przekładni transformatora z regulacją przekładni poprzecznej wpływa na zmiany mocy we wszystkich generatorach. Równanie (24) opisuje wpływ zmian przekładni na zmiany kątów napięcia w węzłach końcowych linii z transformatorem z regulacją przekładni poprzecznej. Równanie (23) można przekształcić w:

(18) (28) Podstawiając do równań (16) i (18), łatwo uzyskuje się dwa równania równoważne, które można zapisać następująco: (19) Równanie (19) opisuje przyrostowy model linii przesyłowej pokazany na rys. 4c. W tym modelu jest zastępcza linia przesyłowa pomiędzy węzłami a i b o parametrze . Moce wprowadzone w węzłach a i b wynoszą odpowiednio oraz . Zmiana przepływu w tej linii odpowiada zmianie kątów napięcia w obu węzłach. Węzłowe zastrzyki mocy odpowiadają zmianom przepływu ze względu na regulację przekładni poprzecznej . Dalej pokazane zostanie, że tak wyprowadzony przyrostowy model gałęzi z transformatorem z regulacją przekładni poprzecznej jest wygodny do analizy sieci, zwłaszcza dużych, ponieważ modeluje zmiany przekładni poprzecznej poprzez zmiany w zastrzykach mocy bez zmiany parametrów gałęzi. 4. Model przyrostowy systemu Analizując regulację częstotliwości systemu, można przyjąć, że zmiany amplitudy napięć można pominąć i uwzględniać tylko zmiany argumentów napięć. Przy tym założeniu można napisać, że:

Rys. 5. Etapy budowy modelu przyrostowego: (a) model admitancji z transformatorem z regulacją przekładni poprzecznej, (b) model przyrostowy, (c) model przyrostowy po usunięciu węzłów {L}

Teraz równanie (20) opisujące model z rys. 5b można rozszerzyć jako:

(21)

Dokonano podstawienia po lewej stronie wyrażenia (21), ponieważ obciążenia węzłów {L} modeluje się jako moce stałe. Eliminując z wyrażenia (21) za pomocą metody inwersji częściowej [2] zmienne odnoszące się do węzłów obciążenia {L} można przekształcić równanie (21) do następującej postaci:

gdzie: (29) A zatem zmianę mocy generatora i-tego można wyrazić jako: (30) gdzie: . A więc jeśli wówczas zmiany nie mogą wpływać na zmiany mocy i-tego generatora. Innymi słowy, tego generatora nie można regulować za pomocą transformatora z regulowaną przekładnią poprzeczną. Współczynniki , można traktować jako miary odległości od węzłów a i b do i-tego generatora. Oznacza to, że jeśli węzły a i b są równo odległe od i-tego generatora, urządzenie to nie może oddziaływać na ten generator. Można to sprawdzić na rys. 5c, ponieważ zastrzyki mocy w węzłach a i b mają przeciwne znaki. Dlatego też, jeśli odległości są równe, oddziaływania na ten generator kompensują się wzajemnie. Ruch wirników generatorów opisują następujące równania [2]:

(22) Równanie to można dalej przekształcić poprzez inwersję częściową w następujące równania:

(31)

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

dla . Ponieważ te równania sieciowe wyprowadzono z postaci macierzowej, wygodnie jest także powyższe równanie zapisać w postaci macierzy:

Przyrost

energii całkowitej podaje wyrażenie:

(47) (37)

(32) gdzie: M, D to macierze diagonalne, odpowiednio współczynników bezwładności i tłumienia, a , , to macierze kolumnowe, odpowiednio zmian kątów wirnika, odchyleń prędkości wirnika oraz generacji mocy czynnej. Podstawienie (28) do drugiego z równań (32) daje następujące równanie stanu:

Można to zapewnić, stosując następujący algorytm regulacji:

Funkcja ta jest dodatnio określona jako suma funkcji dodatnio określonych, a zatem można jej użyć jako funkcji Lapunowa, pod warunkiem że jej pochodna względem czasu w punkcie pracy jest ujemnie określona. Różniczkowanie (35) i (36) daje:

Przy tym algorytmie regulacji pochodną (44) funkcji Lapunowa podaje wyrażenie:

(48) gdzie to wzmocnienie regulacji. Przy uwzględnieniu (42) algorytm regulacji (47) można zapisać jako: (49)

(38) (33) gdzie: to funkcja sterowania odpowiadająca zmianie przekładni transformatora z regulacją przekładni poprzecznej. Funkcja wpływa na ruchy każdego wirnika proporcjonalnie do współczynnika . Głównym pytaniem jest to, jak należy zmienić , aby regulacja transformatora z regulowaną przekładnią poprzeczną poprawiała tłumienie kołysań. Algorytm regulacji można wyprowadzić, stosując bezpośrednią metodę Lapunowa. 5. Regulacja zmiennych stanu w przypadku ogólnym W [11] całkowita energia systemu służy jako funkcja Lapunowa w nieliniowym modelu systemu (przy pominięciu konduktancji). W badanym modelu liniowym (33) całkowitą energię systemu można wyrazić jako sumę prędkości obrotowej i przyrostów kąta wirnika. Odpowiada to rozszerzeniu w szeregach Taylora w pobliżu punktu pracy. Równanie to pokazuje, że V(x) można przybliżyć w pobliżu punktu pracy przy użyciu formy kwadratowej zbudowanej na Hesjanie funkcji V(x). Dla energii potencjalnej Ep Hesjan ten odpowiada gradientowi generacji mocy czynnej, a zatem również macierzy Jacobiego zastosowanej w powyższym modelu przyrostowym. (34) Można zatem dowieść, że:

(39) Obecnie przydatna jest transpozycja równania (33):

(40) Podstawienie prawej strony (40) za w pierwszym składniku (39) daje:

Można łatwo sprawdzić, że oba wyrażenia w ostatnim składniku (41) są identycznymi skalarami, ponieważ: (42) A więc równanie (41) można przepisać jako:

(43)

(35) (44)

(36) Jest to forma kwadratowa złożona z wektora zmiany prędkości oraz macierzy diagonalnej współczynników bezwładności. Macierz M jest dodatnio określona, a więc powyższa forma kwadratowa także jest dodatnio określona.

6. Regulacja zmiennych stanu dla TCPAR w linii międzysystemowej Zakłada się teraz, że analizowany połączony system elektroenergetyczny składa się z trzech podsystemów (obszarów regulacji), jak pokazano na rys. 6. Zbiór {G} węzłów generatorowych jest podzielony na trzy podzbiory odpowiadające podsystemom: {G} = {GA} + {GB} + {GC}.

(41)

Po dodaniu obu stron (43) i (38) otrzymuje się:

W [2] pokazano, że jeśli pominąć konduktancje sieci, macierz jest dodatnio określona w punkcie pracy (punkcie stabilnej równowagi). A zatem forma kwadratowa (35) jest także dodatnio określona. Energię kinetyczną można wyrazić jako:

gdzie . Ten algorytm regulacji jest ważny dla dowolnej lokalizacji transformatora z regulacją przekładni poprzecznej. W przypadku szczególnym, gdy transformator z regulacją przekładni poprzecznej znajduje się w linii międzysystemowej, tę zasadę regulacji można uprościć, jak to opisano poniżej.

Rys. 6. Trójobszarowy system testowy z liniami międzysystemowymi L2, L5, L20, L35

Teraz sumowanie w równaniu (49) można podzielić na trzy sumy:

W szczególnym przypadku braku regulacji, czyli gdy , równanie (44) daje: (45)

(50)

Ponieważ macierz D jest dodatnio określona, funkcja powyżej jest określona ujemnie. A zatem funkcję (37) można traktować jako funkcję Lapunowa. Aby badany system był stabilny, gdy się zmienia, drugi składnik (44) powinien być zawsze dodatni:

W następstwie zakłócenia w jednym z podsystemów wewnątrz każdego podsystemu występują lokalne kołysania wirników generatorów i międzyobszarowe kołysania podsystemów względem siebie nawzajem. Częstotliwość kołysań lokalnych wynosi ok. 1 Hz, a częstotliwość kołysań międzyobszarowych jest znacznie niższa, zwykle

(46)

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

ok. 0,25 Hz. A zatem przy badaniu kołysań międzyobszarowych kołysania lokalne w przybliżeniu można pominąć. Można zatem założyć, że:

. Działanie takie jest właściwe, ponieważ regulacja stabilizująca powinna działać wyłącznie wtedy, gdy zachodzą kołysania mocy pomiędzy obszarami regulacji i .

(51) Rys. 9. Czas odpowiedzi częstotliwościowej w obszarze B na badane zakłócenie

Równanie (49) można teraz wyrazić jako:

(52)

Rys. 8. Zmodyfikowany system testowy New England

lub, po zsumowaniu współczynników: (53) gdzie:

(54)

Równanie (53) pokazuje, że do sterowania transformatorów z regulowaną przekładnią poprzeczną należy wykorzystywać sygnały odchyleń częstotliwości ważonych współczynnikami (54). Schemat blokowy pętli regulacji uzupełniającej, opartej na (53), pokazano na rys. 7. Sposób, w jaki pętlę regulacji uzupełniającej dodaje się do regulatora ogólnego, pokazano już na rys. 3. Znaki wzmocnień , , w równaniu (52) i na rys. 7 są dodatnie lub ujemne. Ponadto dowieść można istotnej właściwości, że suma tych wzmocnień równa się zeru: . W rezultacie tej właściwości, w przypadku gdy wszystkie obszary regulacji równocześnie zmieniają częstotliwości , sygnał wyjściowy regulacji równa się zeru:

Rys. 7. Schemat blokowy pętli regulacji stabilizującej sterownika przepływu mocy zainstalowanego w linii międzysystemowej połączonego systemu elektroenergetycznego

Sygnały wejściowe regulacji uzupełniającej to odchylenia częstotliwości w poszczególnych podsystemach. Sygnały te należy przekazywać do regulatora poprzez łącza telekomunikacyjne lub wielkoobszarowy system pomiarowy (WAMS) [10–15]. Dla częstotliwości kołysań międzyobszarowych ok. 0,25 Hz okres drgań wynosi ok. 4 sekund i prędkość transmisji sygnałów do regulatora nie musi być duża. Wystarczy, jeżeli sygnały są przekazywane co 0,1 sekundy, co dla współczesnych systemów telekomunikacyjnych nie jest trudnym zadaniem. Współczynniki w (53) muszą być obliczane przez odpowiednią funkcję SCADA/EMS, wykorzystującą bieżące wyniki oceny stanu i konfigurację systemu. Oczywiście te obliczenia nie muszą być często powtarzane. Modyfikacje są potrzebne tylko po zmianie konfiguracji systemu lub po znaczącej zmianie obciążenia systemu elektroenergetycznego. Przy wyprowadzaniu równania (53) dla uproszczenia przyjęto tylko jeden transformator z regulacją przekładni poprzecznej. Podobne rozważania można podjąć [18] dla dowolnej liczby transformatorów z regulacją przekładni poprzecznej, zainstalowanych w dowolnej liczbie linii międzysystemowych. Dla każdego transformatora uzyskano identyczne zasady regulacji, ale oczywiście z różnymi współczynnikami obliczonymi dla odnośnych linii międzysystemowych. 7. Wyniki badań dla systemu testowego New England Badania symulacyjne proponowanej regulacji uzupełniającej regulatorów TCPAR, zainstalowanych w liniach międzysystemowych, wykonano na zmodyfikowanym systemie testowym New England (10 generatorów, 31 węzłów, 38 gałęzi). Podzielono go na trzy podsystemy, z których każdy stanowił obszar regulacji z własnym regulatorem LFC. Obszary regulacji połączono, jak pokazano na rys. 6 i 8. Szczegółowe dane i modele elementów systemu elektroenergetycznego opisano w [18].

Rys. 10. Czas odpowiedzi mocy czynnej w liniach międzysystemowych na badane zakłócenie

W porównaniu z oryginalnym systemem testowym New England w wersji zmodyfikowanej wydłużone linie międzysystemowe w celu zmniejszenia częstości jej oscylacji do bardziej realistycznej wartości. W systemie zmodyfikowanym częstotliwość kołysań międzyobszarowych wynosi ok. 0,5 Hz, a częstotliwość kołysań maszyn w tych obszarach wynosi 1 Hz. Zakłada się, że dwa regulatory TCPAR zainstalowano w miejscach oznaczonych na rys. 6 małymi pustymi kółkami, jeden w linii L5 w pobliżu węzła a2 (węzeł B3 na rys. 8), a drugi w linii L20 w pobliżu węzła a4 (węzeł B15 na rys. 8). Badane zakłócenie występuje w obszarze B i stanowi odstawienie jednostki wytwórczej 250 MW (wyłączonej przez zabezpieczenie generatora). Na rys. 9 pokazano odchylenie częstotliwości w obszarze B. Linia gruba przedstawia odpowiedź, gdy dwa (wyżej wymienione) regulatory TCPAR były czynne, a linia cienka – odpowiedź, gdy regulatory TCPAR były nieczynne. Kiedy regulatory TCPAR są nieczynne, na częstotliwość wpływają oscylacje międzyobszarowe (linia cienka). Czynne regulatory TCPAR (sterowane z wykorzystaniem proponowanej metody)

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

szybko wytłumiają oscylacje międzyobszarowe i odchylenia częstotliwości, są znacznie łagodniejsze (linia gruba). Odpowiedzi częstotliwościowe dla obszaru A i obszaru C są podobne. Odpowiedź dynamiczną mocy czynnej w liniach międzysystemowych na to samo zakłócenie, które omówiono powyżej, pokazano na rys. 10. Kiedy regulatory TCPAR nie są czynne we wszystkich liniach międzysystemowych, międzyobszarowe kołysania mocy są obserwowalne (linia cienka). Czynne regulatory TCPAR (sterowane z wykorzystaniem proponowanej metody) szybko wytłumiają oscylacje międzyobszarowe i odpowiedź dynamiczna jest niemal aperiodyczna (linia gruba). W rozpatrywanym przykładzie regulatory TCPAR wywierają niewielki wpływ na odpowiedź mocy mechanicznej (turbiny). Przez kilka sekund obszary regulacji A i C wspierają obszar B za pomocą zastrzyku mocy. Gdy częstotliwość powraca do wartości referencyjnej, obszar B zwiększa swą generację, a obszary A i C wycofują swe wsparcie. Rozprawa [18] zawiera wiele wyników symulacji dla wszystkich możliwych miejsc instalacji regulatorów TCPAR w liniach międzysystemowych. Wyniki te są podobne do tu przedstawionych i potwierdzają skuteczność proponowanej regulacji uzupełniającej. 8. Analiza modalna W tym rozdziale przedstawiono wyniki analizy modalnej dla badanej sieci testowej – jej pełne dane podano w [18]. Rysunek 11 przedstawia rozkład wartości własnych dla lokalizacji regulatorów TCPAR podanej na rys. 9 i rys. 10, czyli dla regulatorów TCPAR zainstalowanych w liniach międzysystemowych L5 i L20.

zastępczych reprezentujących te obszary (rys. 6). Wyniki analizy modalnej przedstawione tutaj i podane w [18] potwierdzają silny wpływ proponowanej uzupełniającej regulacji stabilizującej na tłumienie oscylacji międzyobszarowych. 9. Odporność proponowanej regulacji Współczynniki w wielowejściowej pętli regulacji stabilizującej (rys. 7) zależą od parametrów systemu elektroenergetycznego i muszą być obliczane przez odpowiednią funkcję SCADA/EMS, wykorzystującą bieżące wyniki oceny stanu i konfigurację systemu. Oczywiście w praktyce obliczenia nie mogą być częste, aby nie przeciążyć SCADA/EMS. Ponadto wątpliwe jest, czy wartości można aktualizować na tyle szybko, aby nadążyć za przejściową trajektorią systemu w następstwie zakłócenia. Stąd powstaje pytanie, czy proponowana metodologia jest odporna na zmiany parametrów systemu, jeżeli wartości nie można dość szybko aktualizować. W rozprawie [18] przedstawiono wyniki symulacji dla wielu zaburzeń, gdy wartości współczynników są utrzymywane na stałym poziomie, jak w warunkach przed awarią. Wyniki te potwierdzają odporność proponowanej metodologii. Aby to wykazać, na rys. 12 przedstawiono wyniki symulacji przy regulatorach TCPAR zainstalowanych w liniach L5 i L20, czyli w takiej samej sytuacji, jak pokazana na rys. 10. Założono, że zakłócenie występuje w obszarze B i stanowi odstawienie jednostki wytwórczej 250 MW (wyłączonej przez zabezpieczenie generatora). Aby zbadać odporność metodologii na zmiany wartości założono dodatkowo, że odłączona jest linia L6 w systemie A (w pobliżu linii L5 i węzła B15 na rys. 8). Linia ciągła na rys. 12 przedstawia przebieg odpowiedzi mocy czynnej w linii międzysystemowej L5 w czasie, gdy wartości zaktualizowano po odłączeniu linii L6, linia przerywana zaś przedstawia sytuację, gdy wartości tych współczynników były stałe. Z porównania tych dwóch odpowiedzi wynika, że błąd w obliczeniu tych współczynników nie wpływa znacząco na dynamiczną odpowiedź systemu.

Rys. 11. Miejsca wartości własnych dla systemu testowego z regulatorami TCPAR zainstalowanymi w liniach międzysystemowych L5 i L20

Obliczenia rozpoczęto od bardzo małych wartości wzmocnienia regulacji w równaniu (47). Na rys. 11 widać, że przy zwiększeniu wartości wzmocnienia wartości własne przesunęły się w lewo, tym samym zwiększając stabilność systemu. Analiza przy wykorzystaniu współczynników udziału [2] wykazała, że wartości własne pokazane na rys. 11 związane są głównie z odchyleniami częstotliwości we wszystkich obszarach regulacji oraz z kątami mo c y generatorów

Rys. 12. Porównanie czasu odpowiedzi w dwóch sytuacjach – gdy parametry regulacji są aktualizowane (linia ciągła) i utrzymywane na stałym poziomie (linia przerywana)

10. Wnioski Artykuł ten dotyczy problemu stabilizującej regulacji zmiennych stanu systemu elektroenergetycznego za pomocą szeregowych urządzeń FACTS, takich jak TCPAR lub UPFC, działających z regulacją składowej poprzecznej napięcia dodawczego. Zakłada się, że urządzenia FACTS tego typu zainstalowano w liniach międzysystemowych połączonego systemu elektroenergetycznego. Strategię regulacji dla liniowego modelu systemu wielomaszynowego w takim przypadku wyprowadzono przy użyciu funkcji energii całkowitej Lapunowa, w celu maksymalizacji stopnia rozpraszania energii w trakcie kołysań mocy. Trafność proponowanej regulacji stabilizacyjnej potwierdziła symulacja komputerowa dla testowego systemu wielomaszynowego oraz analiza modalna. Wykazano, że proponowana uzupełniająca regulacja stabilizacyjna jest odporna na zmiany parametrów systemu. Wynika to z zastosowania regulacji wielowejściowej opartej na sygnałach pochodzących ze wszystkich obszarów regulacji. Potrzebne są dalsze badania, aby sprawdzić wpływ różnych modeli obciążenia, dynamiki obciążenia, bardziej realistycznych modeli generatorów oraz ich regulatorów AVRS i PTG, interakcji z innymi regulatorami, niedokładności sygnałów, opóźnień czasowych itd. Bibliografia 1. Hingorani N.G., Gyugyi L., Understanding FACTS. Concepts and Technology of Flexible AC Transmission Systems, IEEE Press, 2000. 2. Machowski J., Bialek J., Bumby J., Power System Dynamics. Stability and Control, John Wiley & Sons, Chichester 2008. 3. CIGRE Technical Brochure, nr 145, Modelling of power electronics equipment (FACTS) in load flow and stability programs [online], http://www.e-cigre.org. 4. Youke L.T., Youyi W., Design of series and shunt FACTS controller using adaptive nonlinear coordinated design techniques, IEEE Transaction on Power Systems, sierpień 1997, t. 12, nr 3. 5. Wang F.F., Swift F.J., Li M., A unified model for the analysis of FACTS devices in damping power system oscillations. Multi-machine power systems, IEEE Transaction Power Delivery, październik 1998, t. 13, s. 1355–1362. 6. Pal B.C. i in., A linear matrix inequality approach to robust damping control design in power systems with superconducting magnetic energy storage device, IEEE Transactions on Power Systems, luty 2000, t. 15,. 7. Chaudhuri B. i in., Mixed-sensitivity approach to H/sub /spl infin// control of power system oscillations employing multiple FACTS devices, IEEE Transaction Power Systems, sierpień 2003, t. 18, s. 1149–1156. 8. Kamwa I., Gerin-Lajoie L., Trudel G., Multi-Loop Power System Stabilizers Using Wide-Area Synchronous Phasor Measurements, Proceedings of the American Control Conference, Philadelphia Pennsylvania, czerwiec 1998.

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

9. Machowski J., Białek J., State-variable control of shunt FACTS devices using phasor measurements, Electric Power System Research, wyd. 1, 2008, t. 78, s. 39–48. 10. Bhargava B., Synchronised phasor measurement system project at Southern California Edison Co., IEEE PES Summer Meeting, 1999, t. 1, s. 16–22. 11. Magnus A., Karlsson D., Phasor measurement applications in Scandinavia, Transmission and Distribution Conference and Exhibition, 2002, Asia Pacific, IEEE/PES, 6–10 października 2002, t. 1, s. 480–484. 12. Yu C.S., Liu C.W., Self-correction two-machine equivalent model for stability control of FACTS system using real-time phasor measurements, IEEE Proc. Gen., Transm. and Distrib., lipiec 2002, t. 149, s. 389–396. 13. Kamwa I., Grondin R. Hebert Y., Widearea measurement based stabilising

control of large power systems-a decentralized/hierarchical approach, IEEE Transaction Power Systems, luty 2001, t. 16, s. 136–153. 14. Aboul-Ela M.E. i in., Damping controller design for power system oscillations using global signals, IEEE Transaction Power Systems, maj 1996, s t. 11, . 767–773. 15. Adamiak M.G. i in., Wide Area Protection – Technology and Infrastructures, IEEE Transaction Power Delivery, kwiecień 2006, t. 21, s. 601–609. 16. Pai M.A., Energy Function Analysis For Power System Stability, Kluwer Academic Publishers, 1989. 17. Pavella M., Ernst D., Ruiz-Vega D., Transient Stability of Power Systems. A unified Approach to Assessment and Control, Kluwer’s Power Electronics and Power System Series, 2000, SECS581 0-7923-7963-2. 18. Nogal L., Sterowanie szeregowych urządzeń FACTS za pomocą sygnałów

WAMS, rozprawa doktorska, Politechnika Warszawska 2009. 19. Zarghami M. i in., A Novel Approach to Inter-area Oscillation Damping by Unified Power Folw Controllers Utilizing Ultracapacitors, IEEE Transaction Power Systems, luty 2010, t. 25, nr 1, s. 404–412. Informacja Badania zostały dofinansowane w ramach projektu badawczego nr 3496/B/ T02/2009/37, finansowanego przez Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa Wyższego RP.

Łukasz Nogal dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: lukasz.nogal@ien.pw.edu.pl Stopień doktora nauk technicznych, specjalność inżynieria elektryczna, uzyskał na Politechnice Warszawskiej (2009), gdzie obecnie pracuje jako adiunkt. Jego zainteresowania badawcze obejmują analizę, sterowanie i telekomunikację systemów elektroenergetycznych. Jan Machowski prof. dr hab. inż. Politechnika Warszawska e-mail: jan.machowski@ien.pw.edu.pl Jest profesorem zwyczajnym na Politechnice Warszawskiej. Jego zainteresowania badawcze obejmują analizę, zabezpieczenia i sterowanie systemów elektroenergetycznych. Jest współautorem podręcznika „Power System Dynamics. Stability and Control” (Dynamika systemu elektroenergetycznego. Stabilność i sterowanie), wydanego przez J. Wiley (2008).

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 75–80

Identification and non-integer order modelling of synchronous machines operating as generator

Author Szymon Racewicz

Keywords synchronous machine, non-integer order modelling, parameter identification, SSFR

Abstract This paper presents an original mathematical model of a synchronous generator using derivatives of fractional order. In contrast to classical models composed of a large number of R-L ladders, it comprises half-order impedances, which enable the accurate description of the electromagnetic induction phenomena in a wide frequency range, while minimizing the order and number of model parameters. The proposed model takes into account the skin effect in damper cage bars, the effects of eddy currents in rotor solid parts, and the saturation of the machine magnetic circuit. The half-order transfer functions used for modelling these phenomena were verified by simulation of ferromagnetic sheet impedance using the finite elements method. The analysed machine’s parameters were identified on the basis of SSFR (StandStill Frequency Response) characteristics measured on a gradually magnetised synchronous machine.

1. Introduction Modern power systems aim at significant diversification of electricity sources (fuel cells, solar panels, wind turbines / generators). Output energy is then processed by a large number of devices in the system (transformers, converters, etc.) so that it can be distributed to different receivers (motors, household appliances, etc.). The complexity of power grid devices is additionally affected by the presence of devices for energy collection and storage (batteries, rotating masses, etc.) that allow producers of energy from renewable energy sources to optimally manage its production and distribution. Having accurate models of the electrical system’s various components is therefore extremely valuable. This refers to models which, despite their reduced orders and small numbers of parameters, accurately describe the actual physical phenomena that occur in electrical devices. This makes predicting various interactions between various system components possible, and thus efficient engineering of modern and complex power grids is possible. Fractional order modelling is today an approach that discovers new opportunities in many different fields of science, including electrical engineering. The fractional order derivatives theory, which enables significant improvement of mathematical models, is found in modelling batteries [4], supercapacitors, fuel cells [13], but also in models of classical electrical machines, such as induction machines [3], synchronous machines [12] and transformers. To build an accurate model of a synchronous machine, it is necessary to take into account many of the phenomena associated with increasing frequency, such as, for instance, the skin effect

occurring in some conductive parts of the machine. This paper presents an original mathematical model of a synchronous generator using the theory of derivatives of fractional order. This approach allows for the development of a reduced-order model, accurate over a wide frequency range, and also enables describing non-linear phenomena, such as magnetic saturation, for instance. This type of model is extremely useful in the engineering and simulation of operations of new machines, as well as electrical grid systems, in which they are integrated.

2. Introduction to f ractional order modelling Fractional order modelling consists in the description of physical phenomena occurring in a given object, that employs partial derivatives of fractional orders. Differential-integral calculus of fractional order fundamentals date back to the beginning of the seventeenth century. Although the differential-integral calculus of fractional order was not new, it experienced its true revival in the second half of the twentieth century, when the development of computers and information technology enabled, along with formal mathematical notation, the use of FOD (Fractional Order Differential) for modelling and analysis of actual systems. According to the Grünwald-Letnikov definition [5], the α-order derivative (α R) is expressed by the following formula:

(1)

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 75–80

where:

3. Half-order model of saturated ferromagnetic sheet

and

is Gamma function. In the particular case when the function f(t) assumes the value of zero for t < 0, the sum from k = 0 to k = ∞ can be reduced to the sum from k = 0 to k = m. So it can be written:

The ferromagnetic sheet shown in the figure below is characterised by magnetic permeability μ, electrical conductivity σ and resistivity ρ. It is wound with a winding of n turns (fig. 2).

(2)

It should be noted that in order to calculate a derivative of fractional order it is necessary to take into account all values the function has assumed in the past. Due to this property the fractional order transfer functions allow describing physical phenomena with a minimum number of parameters. In the frequency domain the following transfer functions are used for mathematical description of a physical object:

(3)

Fig. 2. Wound ferromagnetic sheet

Starting with equations of magnetic field diffusion H and boundary conditions, the classical analytical impedance of ferromagnetic sheet is given by formula (5) [1]: (5)

(4)

where: L0 is the sheet inductance at zero frequency. (6)

where: ω0 is cut off pulsation of the object. Fig. 1 presents the Bode diagram of transfer functions of half-order (implicit and explicit type), first and second.

Fig. 1. Comparison of responses in the frequency domain of transfer functions of half-order, first and second

Expansion of the hyperbolic tangent in formula (5), into a series produces an electrical circuit with an infinite number of (R-L) or (R-C) ladders [1]. In practice, this number is selected finite, and its upper limit is dependent on the desired accuracy of approximation [6]. However, by adding new ladders with new parameters, the physical meaning of given peripheral data is lost. In addition, in this way the model’s order, and thus the simulation time, significantly increase. The proposed approximation consists in the extension into the Taylor series of the hyperbolic tangent from (5), and in the extension’s limitation to the second order (7). The cosh(x) function’s extension obtained this way is at the same time an extension into a second order series of formula .

(7) By inserting the resulting formula (7) to impedance expression (5) the following is obtained:

In the case of first order transfer function, the frequency response gain decreases by 20 dB per decade, and the phase tends to -90°. In the Bode diagram for second order transfer function the gain decreases by 40 dB per decade, and the phase tends to -180 °. For half-order transfer function (of both implicit and explicit types) the frequency response gain decreases by 10 dB per decade, while the phase tends to -45°. 76

(8)

where: L0 is given by formula (6), and ω0 is the cut-off pulsation expressed by (9).

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 75–80

(9)

element simulations (fig. 4), parameters L0 and ω0 can be calculated as a function of magnetizing current i (fig. 5).

In this way half-order transfer function is derived from the impedance, which varies with the square root of frequency. Fig. 3 presents a comparison of two impedance models: analytical model (5) and half-order model (8).

Fig. 4. Ferromagnetic sheet impedance for different saturation levels

Fig. 3. Comparison of linear analytical model and linear fractional order model of ferromagnetic sheet impedance

It may be noted that the half-order model is very close to the analytical model. The gains and phases in the two models tend to the same values. The differences observed for medium frequencies result from the applied hyperbolic tangent approximation. However, the most important fact is that physical phenomena of diffusive nature, conventionally modelled by models with many passive elements, can be described with similar accuracy by one transfer function of fractional order with two parameters. This significantly reduces the number of parameters of the entire equivalent circuit compared to classical models of integer orders.

Fig. 5. Parameters L0(i) and ω0(i) calculated on the basis of simulation by the finite elements method

Fig. 6 presents a comparison of the non-linear impedance model with results of the simulation by the finite elements method.

Considering the frequency model of the ferromagnetic sheet that takes into account its magnetization condition, it is proposed to maintain the existing structure of the half-order model described by formula (8), but with parameters L0 and ω0, which vary with magnetic saturation (10):

(10)

In order to identify parameters of the proposed half-order model, a model of the present ferromagnetic sheet was built using the finite elements method. Many simulations of its impedance were conducted for different magnetizing currents in the winding. The calculations were made in the Flux3D programme. In order to estimate the variability of parameters L0(i) and ω0(i) of non-linear half-order model (10) its asymptotic behaviour was examined for low and high frequencies [8]. Then, owing to finite

Fig. 6. Comparison of non-linear impedance model with results of simulation by the finite elements method

As seen in fig. 6, the proposed small-signal half-order model is suitable for describing the impedance at saturation, over a wide frequency range. It can therefore be included in a synchronous 77

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 75–80

machine’s equivalent circuit in order to improve its frequency model, and also to take into account the phenomenon of saturation of its magnetic circuits [10].

4. Identification of non-linear non-integer order model of synchronous machine Fig. 7 presents a synchronous machine’s equivalent circuit of fractional-order using half-order impedances [7].

(14) It is assumed that in the considered frequency range the currents induced in the stator windings (modelled by resistance rs and inductance lσs) and in the excitation windings (modelled by resistance rf and inductance lσf ) are negligibly small. Also mutual leakage inductances (lf12d and lf12q), connecting the stator winding with the damping cage in axis d and q, are not influenced by induced currents [11]. In order to determine the variability of synchronous machine model parameters under the influence of saturation, the SSFR (StandStill Frequency Response) measurement procedure [2, 9] has been modified. To enable changing the machine’s magnetic operating point (degree of saturation), stabilized voltage source (fig. 8) has been connected to the excitation winding. The test machine was a 3 kVA synchronous machine with two pairs of salient poles. It was assumed that the magnetic saturation phenomenon is noticeable especially in longitudinal axis

Fig. 7. Non-integer order equivalent circuit of synchronous generator (axis d and q)

”Inductive” type half-order impedances (11) and (12) have been integrated in axis d and q parallel to the inductances lad and laq, representing the magnetic energy stored in the air gap, assumed as constant.

(11)

(12)

Since currents are induced also in damper bars, ”resistive” type half-order impedances given by relations (13) and (14) substitute in axis d and q series of R-L ladders [7].

(13)

Fig. 8. Diagram of measurement system for the modified SSFR test

d, because in a machine with salient poles the air gap in transverse axis q is significantly larger. The machine magnetizing current was changed over the range of 0 to 9, A, in 1 A intervals. Operational impedance Zd, measured over the frequency range of 0.1 Hz to 1 kHz, in 0.2 Hz intervals, was recorded for each value of the magnetizing current. The resulting operational inductance characteristics Ld, dependent on the machine’s saturation, are shown in fig. 9. Fig. 10 shows the characteristics of parameters L1d, ω1d and lσs, as a function of the magnetizing current, identified on the basis of the SSFR measurements. Fig. 11 presents a comparison of the half-order non-linear model of a synchronous machine with the results of measurements for various machine saturations. It should be noted that the model remains compliant for the tested saturations and over a wide frequency range. The observed errors, especially in the case of the phase for low frequencies and the largest excitation current, are related to the lack of sufficient measurement precision during heating of the machine, as well as to the identification method used, which takes into account only modules of operational functions.

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 75–80

5. Conclusion

Fig. 9. Operational inductance Ld of synchronous machine for various saturation levels

This paper presents an original and compact nonlinear frequency model of a synchronous machine, based on the fractional order derivatives theory. In contrast to classical models composed of a large number of R-L ladders, it comprises half-order impedances, which enable accurate description of the electromagnetic induction phenomena, while minimizing the order and number of model parameters. In order to verify the model’s correctness, a test bench was set up for SSFR tests of a gradually magnetised synchronous machine. The measurement results enabled identification of the machine’s equivalent circuit parameters for various levels of saturation. The similarity of the machine parameters’ variability with the results obtained for the impedance of a saturated ferromagnetic sheet allowed accepting the proposed approach. REFERENCES

Fig. 10. Variability of parameters L1d, ω1d and lσs as a function of the machine’s magnetic saturation

Fig. 11. Comparison of saturated synchronous machine’s operational inductance Ld with SSFR measurements

1. Alger P. L., Induction Machines, Gordon and Breach, New York, 1970. 2. IEEE Std, Standard procedure for obtaining synchronous machine parameters by StandStill Frequency Response testing, IEEE Std 115 A, 1995. 3. Jalloul A. et al., Fractional Modeling of Rotor Skin Effect in Induction Machines, Proc. 2010 The 4th IFAC Workshop on Fractional Differentiation and Its Applications (FDA), Badajoz, Spain, 18–20 October 2010. 4. Kuhn E., Forgez C., Friedrich G., Modelling diffusive phenomena using non-integer derivatives: application Ni-mH batteries, Eur. Phys. J. Appl. Phys., Vol. 25, Issue 3, March 2004, pp. 183–190. 5. Podlubny I., Fractional Differential Equations, Mathematics in Science and Engineering, Vol. 198, London, Academic Press, 1999. 6. Racewicz S. et al., Identyfikacja parametrów maszyny synchronicznej z magnesami trwałymi metodą częstotliwościową, Przegląd Elektrotechniczny, Issue 11/2006, pp. 68–71. 7. Racewicz S., Modélisation d’ordre non entier des machines synchrones. Modèle fréquentiel non linéaire, identification des paramètres, calcul de la réponse temporelle, Éditions Universitaires Européennes, March 2011. 8. Racewicz S. et al., Half-order modelling of ferromagnetic sheet, ISIE 2011, 27–30 June 2011, Gdańsk, Poland. 9. Racewicz S. et al., Half-order modelling of turboalternators – An adapted method of parameter identification, ICEM 2006, Chania, Crete, September 2006. 10. Racewicz S. et al., Non linear half-order modeling of synchronous machine, IEMDC 2009, Miami, Florida, 3–6 May 2009, pp. 778–783. 11. Riu D., Modélisation des courants induits dans les machines électriques par des systèmes d’ordre un demi, Thèse de doctorat de l’INPG, Décembre 2001. 12. Riu D., Retière N., Ivanes M., Induced currents modeling by half-order systems application to hydro- and turbo-alternators, IEEE Trans. On Energy Conversion, Vol. 18, Issue 1, March 2003, pp. 94–99. 13. Usman Ifthikar M. i in., Dynamic modelling of proton exchange membrane fuel cell using noninteger derivatives, Journal of Power Sources, Vol. 160, Issue 2, October 2006, pp. 1170–1182

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 75–80

Publication of post-contest This article was awarded first prize by the Chairman of the ENERGA SA Board in the competition for the best doctoral theses defended in the academic year 2010/2011.

Szymon Racewicz Gdańsk University of Technology e-mail: s.racewicz@ely.pg.gda.pl He currently works as an assistant professor in the Department of Power Electronics and Electrical Machines at the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology. His research interests focus on mathematical modelling of electrical machines using the fractional order derivatives theory.

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 75–80

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 75–80. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Identyfikacja i modelowanie rzędu niecałkowitego maszyn synchronicznych pracujących jako generator Autor

Szymon Racewicz

Słowa kluczowe

maszyna synchroniczna, modelowanie rzędu niecałkowitego, identyfikacja parametrów, SSFR

Streszczenie

W artykule przedstawiono oryginalny model matematyczny generatora synchronicznego wykorzystujący pochodne rzędów niecałkowitych. W przeciwieństwie do modeli klasycznych, zbudowanych z dużej liczby drabinek R-L, zawiera on impedancje rzędu połówkowego, które pozwalają w dokładny sposób opisać zjawiska indukcji elektromagnetycznej w szerokim zakresie częstotliwości, minimalizując jednocześnie rząd i liczbę parametrów modelu. Zaproponowany model uwzględnia efekt naskórkowości w prętach klatki tłumiącej, efekty działania prądów wirowych w częściach masywnych wirnika oraz nasycenie obwodu magnetycznego maszyny. Transmitancje rzędu połówkowego, mające na celu modelowanie powyższych zjawisk, zostały zweryfikowane na podstawie symulacji metodą elementów skończonych impedancji uzwojonej blachy ferromagnetycznej. Identyfikacja parametrów badanej maszyny została przeprowadzona na podstawie pomierzonych charakterystyk SSFR (ang. StandStill Frequency Response) wykonanych na stopniowo magnesowanej maszynie synchronicznej.

1. Wstęp We współczesnych sieciach elektroenergetycznych dąży się do znacznego zdywersyfikowania źródeł energii elektrycznej (ogniwa paliwowe, baterie słoneczne, wiatraki/ generatory). Wyprodukowana energia jest następnie przetwarzana przez dużą liczbę urządzeń systemu (transformatory, przekształtniki itp.), aby można było ją dystrybuować do różnych odbiorników (silniki, urządzenia AGD itp.). Na złożoność sieci elektroenergetycznej wpływa dodatkowo obecność urządzeń do gromadzenia i magazynowania energii (akumulatory, masy wirujące itp.), które pozwalają producentom energii ze źródeł odnawialnych zarządzać jej produkcją i dystrybucją w sposób optymalny. Dysponowanie dokładnymi modelami różnych części składowych systemu elektrycznego jest zatem niezwykle cenne. Chodzi tu o modele, które mimo zredukowanego rzędu i małej liczby parametrów dokładnie opisują rzeczywiste zjawiska fizyczne zachodzące w urządzeniach elektrycznych. Dzięki temu możliwe jest przewidzenie różnorakich interakcji między urządzeniami składowymi systemu, a co za tym idzie, możliwe jest efektywne projektowanie nowoczesnych, złożonych sieci elektroenergetycznych. Modelowanie rzędu niecałkowitego jest dziś zagadnieniem odkrywającym nowe możliwości w wielu różnych dziedzinach nauki, w tym również w elektrotechnice. Teorię pochodnych niecałkowitych rzędów, pozwalającą na znaczne ulepszenie modeli matematycznych, spotyka się w modelowaniu baterii [4], superkondensatorów, ogniw paliwowych [13], ale także w modelach klasycznych maszyn elektrycznych, takich jak maszyny indukcyjne [3], synchroniczne [12] czy transformatory. Aby zbudować dokładny model maszyny synchronicznej, konieczne jest uwzględnienie wielu zjawisk związanych ze wzrostem częstotliwości, takich jak np. efekt

naskórkowości, występujący w pewnych częściach przewodzących maszyny. W niniejszym artykule został przedstawiony oryginalny model matematyczny generatora synchronicznego, wykorzystujący teorię pochodnych rzędów niecałkowitych. Podejście to pozwala na budowę modelu o zredukowanym rzędzie, dokładnego w szerokim zakresie częstotliwości, a ponadto umożliwiającego opis zjawisk nieliniowych, takich jak np. nasycenie magnetyczne. Taki typ modeli jest niezwykle przydatny w procesie projektowania i symulacji działania nowych maszyn, jak również systemów sieci elektrycznych, w których są one zintegrowane. 2. Wprowadzenie do modelowania rzędu niecałkowitego Modelowanie rzędu niecałkowitego polega na opisie zjawisk fizycznych występujących w danym obiekcie za pomocą pochodnych cząstkowych rzędów niecałkowitych. Podstawy rachunku różniczkowo-całkowego rzędu niecałkowitego datuje się na początek XVII wieku. Mimo że rachunek różniczkowo-całkowy rzędu niecałkowitego nie był nowy, prawdziwe odrodzenie przeżył w drugiej połowie XX wieku, kiedy to rozwój komputerów i technik informatycznych pozwoliły w połączeniu z formalnym zapisem matematycznym, na zastosowanie FOD (ang. Fractional Order Differential) do modelowania i analizy układów rzeczywistych. Stosując definicję Grünwalda-Letnikova [5] pochodną rzędu α (α R) zapisuje się następującym wzorem:

(1) gdzie:

i jest funkcją Gamma. W szczególnym przypadku, gdy funkcja f(t) przyjmuje wartości zerowe dla t < 0, suma od k = 0 do k = ∞ może być zredukowana do sumy od k = 0 do k = m. Można więc napisać:

(2) Należy zauważyć, że w celu obliczenia pochodnej rzędu niecałkowitego konieczne jest uwzględnienie wszystkich dotychczasowych wartości danej funkcji z przeszłości. To właśnie dzięki tej własności transmitancje rzędów ułamkowych pozwalają na opis zjawisk fizycznych przy minimalnej liczbie parametrów. W dziedzinie częstotliwości do opisu matematycznego obiektów fizycznych stosuje się następujące transmitancje: (3)

(4)

gdzie: ω0 jest pulsacją odcięcia obiektu. Rys. 1 prezentuje diagram Bodego transmitancji rzędu połówkowego (typu implicit i explicit), pierwszego oraz drugiego. W przypadku transmitancji rzędu pierwszego wzmocnienie odpowiedzi częstotliwościowej opada o 20 dB na dekadę, a faza dąży do –90°. Na diagramie Bodego dla

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 75–80

na ograniczeniu tego rozwinięcia do drugiego rzędu (7). Otrzymane przybliżenie funkcji cosh(x) jest jednocześnie rozwinięciem w szereg drugiego rzędu wyrażenia . (7)

Rys. 1. Porównanie odpowiedzi w dziedzinie częstotliwości transmitancji rzędu połówkowego, pierwszego i drugiego

Wstawiając otrzymany wzór (7) do wyrażenia na impedancję (5), otrzymuje się:

(10)

W celu zidentyfikowania parametrów zaproponowanego modelu rzędu połówkowego zbudowany został model rozpatrywanej blachy ferromagnetycznej z wykorzystaniem metody elementów skończonych. Przeprowadzono wiele symulacji jej impedancji dla różnych poziomów prądu magnesującego płynącego w uzwojeniu. Obliczenia wykonane zostały w programie Flux3D .

(8) transmitancji rzędu drugiego wzmocnienie opada o 40 dB na dekadę, a faza dąży do –180°. Natomiast dla transmitancji rzędu połówkowego (zarówno typu implicit jak i explicit) wzmocnienie odpowiedzi częstotliwościowej opada o 10 dB na dekadę, podczas gdy faza dąży do -45°. 3. Model rzędu połówkowego blachy ferromagnetycznej w stanie nasycenia Blacha ferromagnetyczna przedstawiona poniżej na rysunku charakteryzuje się przenikalnością magnetyczną μ, przewodnością elektryczną σ oraz rezystywnością ρ. Jest ona owinięta uzwojeniem o n zwojach (rys. 2).

gdzie: L0 jest dane wzorem (6), a ω0 jest pulsacją odcięcia wyrażoną przez (9). (9)

W ten sposób wyprowadzona została transmitancja rzędu połówkowego impedancji, która zmienia się wraz z pierwiastkiem kwadratowym częstotliwości.

Rys. 4. Impedancja blachy ferromagnetycznej dla różnych poziomów nasycenia

W celu oszacowania zmienności parametrów L0(i) i ω0(i) nieliniowego modelu rzędu połówkowego (10) zbadano jego zachowanie asymptotyczne dla niskich i wysokich częstotliwości [8]. Następnie, dzięki symulacjom metodą elementów skończonych (rys. 4), można obliczyć wartości parametrów L0 i ω0 w funkcji prądu magnesującego i (rys. 5). Rys. 2. Uzwojona blacha ferromagnetyczna

Wychodząc od równań dyfuzji pola magnetycznego H i warunków brzegowych, klasyczna impedancja analityczna blachy ferromagnetycznej wyraża się wzorem (5) [1]: (5) gdzie: L0 jest indukcyjnością blachy dla zerowej częstotliwości.

(6) Rozwijając w szereg tangens hiperboliczny we wzorze (5), otrzymuje się obwód elektryczny rzędu całkowitego o nieskończonej liczbie drabinek (R-L) lub (R-C) [1]. W praktyce liczba ta jest wybierana jako skończona, a jej górna granica uzależniona jest od oczekiwanej dokładności przybliżenia [6]. Jednak dodając nowe drabinki z nowymi parametrami, traci się znaczenie fizyczne danych parametrów obwodowych. Ponadto znacznie zwiększa się w ten sposób rząd modelu, a tym samym czas symulacji. Zaproponowana aproksymacja polega na rozwinięciu w szereg Taylora tangensa hiperbolicznego z równania (5) oraz

Rys. 3. Porównanie liniowego modelu analitycznego i liniowego modelu rzędu ułamkowego impedancji blachy ferromagnetycznej

Rys. 3 przedstawia porównanie dwóch modeli impedancji: modelu analitycznego (5) oraz modelu rzędu połówkowego (8). Można zauważyć, że model rzędu połówkowego jest bardzo bliski modelowi analitycznemu. Wzmocnienia i fazy obydwu modeli dążą do tych samych wartości. Różnice obserwowane dla średnich częstotliwości są wynikiem zastosowanego przybliżenia tangensa hiperbolicznego. Jednak najistotniejszym faktem jest to, że zjawiska fizyczne o charakterze dyfuzyjnym, modelowane klasycznie poprzez zastosowanie w modelu wielu elementów pasywnych, mogą być opisane jedną transmitancją rzędu niecałkowitego o dwóch parametrach, zachowując podobną dokładność. To wpływa na znaczne obniżenie liczby parametrów całego schematu zastępczego w stosunku do modeli klasycznych rzędów całkowitych. Rozważając model częstotliwościowy blachy ferromagnetycznej biorący pod uwagę jej stan namagnesowania, proponuje się zachowanie dotychczasowej struktury modelu rzędu połówkowego opisanego wzorem (8), ale o parametrach L0 i ω0, które zmieniają się wraz z nasyceniem magnetycznym (10):

Rys. 5. Parametry L0(i) i ω0(i) obliczone na podstawie symulacji metodą elementów skończonych

Rys. 6 przedstawia porównanie nieliniowego modelu impedancji z wynikami symulacji metodą elementów skończonych. Jak widać na rys. 6, zaproponowany małosygnałowy model rzędu połówkowego nadaje się do opisu impedancji w stanie nasycenia,

Rys. 6. Porównanie nieliniowego modelu impedancji z wynikami symulacji metodą elementów skończonych

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 75–80

w szerokim zakresie częstotliwości. Może on zatem zostać włączony do schematów zastępczych maszyny synchronicznej w celu ulepszenia jej modelu częstotliwościowego oraz dodatkowo uwzględnienia zjawiska nasycenia jej obwodów magnetycznych [10]. 4. Identyfikacja nieliniowego modelu rzędu niecałkowitego maszyny synchronicznej Rys. 7 przedstawia schemat zastępczy rzędu niecałkowitego maszyny synchronicznej wykorzystujący impedancje rzędu połówkowego [7].

wartość. Również indukcyjności wzajemne rozproszenia (lf12d i lf12q), łączące uzwojenia stojana z klatką tłumiącą w osi d i q, nie podlegają wpływowi indukowanych prądów [11]. W celu wyznaczenia zmienności parametrów modelu maszyny synchronicznej pod wpływem nasycenia procedura pomiarowa SSFR (ang. StandStill Frequency Response) [2, 9] została zmodyfikowana. Aby móc zmieniać magnetyczny punkt pracy maszyny (stopień nasycenia), do uzwojeń wzbudzenia zostało podłączone stabilizowane źródło napięciowe (rys. 8).

Rys. 8. Schemat układu pomiarowego zmodyfikowanej metody SSFR

Rys. 7. Schemat zastępczy rzędu połówkowego generatora synchronicznego (oś d i q)

Impedancje rzędu połówkowego typu „indukcyjnego” (11) i (12) zostały zintegrowane w osi d i q równolegle do indukcyjności lad i laq, reprezentujących energię magnetyczną zgromadzoną w szczelinie powietrznej, przyjętych jako stałe. (11)

Badaną maszyną była maszyna synchroniczna o dwóch parach biegunów wydatnych i mocy 3 kVA. Założono, że zjawisko nasycenia magnetycznego jest zauważalne głównie w osi podłużnej d, gdyż w maszynach z biegunami wydatnymi szczelina powietrzna w osi poprzecznej q jest znacząco większa. Prąd magnesujący maszynę zmieniany był co 1 A w zakresie od 0 do 9 A. Impedancja operatorowa Z d, mierzona w zakresie częstotliwości od 0,1 Hz do 1 kHz, co 0,2 Hz rejestrowana była dla każdej wartości prądu magnesującego. Wynikowe charakterystyki indukcyjności operatorowej Ld, uzależnione od stanu nasycenia badanej maszyny, pokazane są na rys. 9. Na rys. 10 pokazane są charakterystyki parametrów L1d, ω1d i lσs, w funkcji prądu magnesującego, zidentyfikowanych na podstawie pomiarów SSFR.

(12)

Ponieważ prądy indukują się również w prętach klatki tłumiącej impedancje rzędu połówkowego typu „rezystancyjnego”, dane są zależnościami (13) i (14) oraz zastępują w osi d i q szeregi drabinek R-L [7]. (13)

(14) Przyjmuje się, że w zakresie rozważanych częstotliwości prądy indukujące się w uzwojeniach stojana (modelowanego rezystancją rs i indukcyjnością lσs) oraz w uzwojeniach wzbudzenia (modelowanego rezystancją rf i indukcyjnością lσf ) mają pomijalnie małą

Rys. 9. Indukcyjność operatorowa Ld maszyny synchronicznej dla różnych poziomów nasycenia

Rys. 10. Zmienność parametrów L1d, ω1d i lσs w funkcji stanu nasycenia magnetycznego maszyny

Rys. 11. Porównanie charakterystyk indukcyjności operatorowej Ld maszyny synchronicznej z wynikami pomiarów częstotliwościowych SSFR w warunkach nasycenia

częstotliwości i najwyższego prądu wzbudzenia, wiążą się z brakiem dostatecznej precyzji pomiarów podczas nagrzewania się maszyny, jak również użytej metody identyfikacji, która uwzględnia jedynie moduły wielkości operatorowych. 5. Podsumowanie W artykule zaprezentowany został oryginalny i kompaktowy nieliniowy model częstotliwościowy maszyny synchronicznej, bazujący na teorii pochodnych rzędów niecałkowitych. W przeciwieństwie do modeli klasycznych, zbudowanych z dużej liczby drabinek R-L, zawiera on impedancje rzędu połówkowego, które pozwalają w dokładny sposób opisać zjawiska indukcji elektromagnetycznej, minimalizując jednocześnie rząd i liczbę parametrów modelu. W celu sprawdzenia poprawności modelu zbudowane zostało stanowisko pomiarowe do badań SSFR stopniowo magnesowanej maszyny synchronicznej. Wyniki pomiarowe pozwoliły na identyfikację parametrów schematu zastępczego maszyny dla różnych warunków nasycenia. Podobieństwo zmienności parametrów maszyny do wyników otrzymanych dla impedancji nasycanej blachy ferromagnetycznej pozwoliło na zaakceptowanie proponowanego podejścia.

Rys. 11 prezentuje porównanie nieliniowego modelu rzędu połówkowego maszyny synchronicznej z wynikami pomiarów częstotliwościowych dla różnych stanów nasycenia maszyny. Należy zauważyć, że model pozostaje zgodny dla badanych stanów nasycenia oraz w szerokim zakresie częstotliwości. Obserwowane błędy, zwłaszcza w przypadku fazy dla niskich

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 75–80

Bibliografia 1. Alger P. L., Induction Machines, Gordon and Breach, New York, 1970. 2. IEEE Std, Standard procedure for obtaining synchronous machine parameters by StandStill Frequency Response testing, IEEE Std 115 A, 1995. 3. Jalloul A. i in., Fractional Modeling of Rotor Skin Effect in Induction Machines, Proc. 2010 The 4th IFAC Workshop on Fractional Differentiation and Its Applications (FDA), Badajoz, Spain, 18–20 October 2010. 4. Kuhn E., Forgez C., Friedrich G., Modelling diffusive phenomena using non-integer derivatives: application Ni-mH batteries, Eur. Phys. J. Appl. Phys., Vol. 25, Issue 3, March 2004, s. 183–190. 5. Podlubny I., Fractional Differential Equations, Mathematics in Science and Engineering, Vol. 198, London, Academic Press, 1999.

6. Racewicz S. i in., Identyfikacja parametrów maszyny synchronicznej z magnesami trwałymi metodą częstotliwościową, Przegląd Elektrotechniczny 2006, nr 11, s. 68–71. 7. Racewicz S., Modélisation d’ordre non entier des machines synchrones. Modèle fréquentiel non linéaire, identification des paramètres, calcul de la réponse temporelle, Éditions Universitaires Européennes, March 2011. 8. Racewicz S. i in., Half-order modelling of ferromagnetic sheet, ISIE 2011, 27–30 June 2011, Gdansk, Poland. 9. Racewicz S. i in., Half-order modelling of turboalternators – An adapted method of parameter identification, ICEM 2006, Chania, Crete Island, September 2006. 10. Racewicz S. i in., Non linear half-order modeling of synchronous machine, IEMDC 2009, Miami, Florida, 3–6 May 2009, s. 778–783. 11. Riu D., Modélisation des courants induits dans les machines électriques

par des systèmes d’ordre un demi, Thèse de doctorat de l’INPG, Décembre 2001. 12. Riu D., Retière N., Ivanes M., Induced currents modeling by half-order systems application to hydro- and turbo-alternators, IEEE Trans. On Energy Conversion, March 2003, Vol. 18, Issue 1, s. 94–99. 13. Usman Ifthikar M. i in., Dynamic modelling of proton exchange membrane fuel cell using noninteger derivatives, Journal of Power Sources, October 2006, Vol. 160, Issue 2, s. 1170–1182. Publikacja pokonkursowa Artykuł został nagrodzony pierwszą nagrodą Prezesa Zarządu spółki ENERGA SA w konkursie na najlepsze rozprawy doktorskie obronione w roku akademickim 2010/2011.

Szymon Racewicz dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: s.racewicz@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Energoelektroniki i Maszyn Elektrycznych Politechniki Gdańskiej. Jego zainteresowania naukowe skupione są wokół modelowania matematycznego maszyn elektrycznych z wykorzystaniem teorii pochodnych rzędów niecałkowitych.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

Electrical energy in the future. A vision of 2050 Authors Sławomir Królikowski Błażej Walczak Adrian Wójcik tutor: Andrzej Aftański

Keywords electrical energy, energetics, elektrical power, renewable energy sources, future of energetics, power grids, environmental protection, smart systems, energy transfer, thermonuclear power plants, energy security, pro-environmental attitudes, energy crisis

Abstract The article contains scenarios for the power sector’s development until 2050, as proposed by students of Electrical High School No. 4 in Wloclawek. Many current trends in the development of technology have led the authors to attribute the verisimilitude to their selected visions of the future. The growing demand for energy, while fossil fuel resources and traditional methods of processing them are shrinking, will cause dissemination of the use of so-called environment-friendly sources of energy, such as wind or biomass. Energy will be commonly converted in domestic power stations equipped with energy storage capabilities and integrated with the grid by smart controllers for two-way energy transfer. The power grid role will change, and the existing energy consumers will become its prosumers. In the opinion of the authors the only alternative for this power sector development vision may be thermonuclear generation, which requires, however, incredibly high capital expenditures and level of technological development. However, launching thermonuclear power plants would free humanity from the fear of a future predominated by energy crisis.

It is difficult not to agree with the statement that energy - in its various forms - is one of the most important drivers of life on Earth. We all need it. Plants use solar energy to grow and bear fruit. Animals need food to live, build nests and dens, to seek new pastures and game areas. People need energy for cooking and heating. Each of us lives in a house illuminated and equipped with appliances which require electricity to operate1. So it might be asked – is there anybody in the world today, who would envisage life without electricity? Without a computer, TV, telephone, washing machine, radio set, and refrigerator? Perhaps there might be such individuals, who would support their point by referring to the population of the poor regions of Africa, or to ecology or environmental science fanatics2. However, most people would find giving up electrically powered things difficult.

1 2

We all need secure energy supply The modern world is very dependent on energy supplies – this refers to every industry and every household. A power outage not only deprives us of lighting, but also stops water pumps, central heating, monitoring and control, and communication. With the development of civilization humans become ever more dependent on their own inventions. A large power system failure can have very dangerous consequences - as evidenced, for example, by events in North America at the beginning of this century. August 2003 saw the largest power outage in American history. Power supply to several East Coast US states was interrupted, as well as to the Canadian province of Quebec. Around 50 million people suffered the electricity shortage. The failure resulted in the outage of over 100 power plants, also including nuclear plants. Fortunately, none of them were damaged3, but events

Based on the study by Agnieszka Kardasz “Renewable energy sources as an energy security element”, publication No. 7708 for school year 2009/2010, source: http:// www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708. Environmental science, in a broad generalization, is a science of active environmental protection, dealing with environmental protection issues, causes and consequences of adverse changes resulting from the development of civilization and occurring in the structure and functioning of natural systems, source: http:// pl.wikipedia.org/wiki/Sozologia.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

such as blackout, as this type of failure is commonly called, always threaten to destabilize social life, and are an excellent opportunity for the emergence of large-scale crimes, robberies, assaults and other acts of violence. In Poland the last major accident took place in Szczecin in 2008 and fortunately did not lead to serious consequences. However, ensuring the power systems’ reliable operation, and developing solutions that provide full energy supply in an emergency, should be a priority for those responsible for the energy sector in every country. The difficult game of divination In an Acta Energetica article Prof. Jan Popczyk presented a likely vision of the Polish power system at the turn of the eras of the knowledge society and hydrogen4. The image outlined by the author is dominated by a significant share of stand-alone power generation systems, the development of wind farms, and it also features the power system’s flexibility, competitiveness, and a distributed energy supply offering. As the author argues, apparently neither the power grids nor the number of large energy sources in the form of power units, will be significantly modified. However, alternative energy sources will be launched on a massive scale, leading to the development of energy agriculture and stand-alone domestic mini power plants. The professor’s vision refers to 2030, but we’d rather focus on a likely image of electric energy in 2050. The year 2050 will arrive in 38 years. Just look back 38 years, to see how difficult it is to imagine possible changes around us. In 1974, the Polish public television broadcast two channels only, which our parents viewed mostly in black and white5. Only scientists had heard about computers, nay, even manufacturing of the small Fiat, which is today hardly seen on the streets anymore, had only then begun. Bill Gates said in 1981, referring to the need for personal computers, that ”640 kB storage should be enough for everybody”. Today free mailbox capacities exceed 20 GB, and the home computer hard drive sizes are expressed in TB. So how will the power world look in 2050? Trying to answer this question, it is worth considering the following issues: 1. demand for electricity 2. massive electricity generation from renewable sources 3. smart power system made up of a network of autonomous subsystems 4. modern transmission grids 5. development of thermonuclear generation. We need more and more electricity The development of civilization and growth of consumer needs cause an increase in demand for energy. The scale of this phenomenon can be better illustrated by data published by the Central

3 4 5

Statistical Office. In 2007 electricity consumption in Poland amounted to 136,261 GWh, and in 2010 – to 141,637 GWh.

Region dolnośląskie

Total consumption 12 370

kujawsko-pomorskie

7 350

lubelskie

5 190

lubuskie

3 255

łódzkie

11 096

małopolskie

12 129

mazowieckie

21 258

opolskie

5 005

podkarpackie

4 967

podlaskie

2 675

pomorskie

7 104

Voivodeship

śląskie

24 712

świętokrzyskie

4 711

warmińsko-mazurskie

3 430

wielkopolskie zachodniopomorskie Poland

11 024 5 361 141 637 GWh

Tab. 1. Electricity consumption [GWh] in Poland in 2010 by region (voivodeships) Source: Own study based on CSO data, http://www.stat.gov.pl

As common sense logic dictates, the demand for electricity will keep growing in the future. This is not only because the number of consumer goods and industry needs will grow. The quality of life is changing, as well as the usage of already known and widely enjoyed goods, such as cars, for instance. Probably more and more often we’ll drive electric-powered cars, which today can be freely driven around city centres, with their batteries recharged at night in the drivers’ own garages. On the other hand, the tendency will increase for the manufacturing of energy-efficient goods, and demographic processes indicate a stagnation in the development of highly developed societies. So maybe individual households’ demand, with the introduction of solutions such as smart homes, will not be so high. Anyway, the overall human energy needs will remain high, and the conventional energy sources, which, according

http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiadomosc.html. J. Popczyk, Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, issue 1, source: http://actaenergetica. org/pl/wp-content/uploads/2011/11/str.-7-22-J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGETYKA.-Kontekst-ekologiczno-energetyczny1.pdf. http://pl.wikipedia.org/wiki/Telewizja_Polska.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

2006

2010

2015

2020

2025

2030

Final energy

111.0

104.6

115.2

130.8

152.7

171.6

Energy sector

11.6

11.3

11.6

12.1

12.7

13.3

Transmission and distribution losses

14.1

12.9

13.2

15.0

16.8

136.6

128.7

140.0

156.1

180.4

201.7

Own auxiliaries

14.1

12.3

12.8

13.2

14.2

15.7

Gross demand

150.7

141.0

152.8

169.3

194.6

217.4

Net demand

Tab. 2. Domestic demand for electricity [TWh] Source: „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącznik 2 do „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, http://www.mg.gov.pl/files/upload/8134/Prognoza%20zapotrze-bowania%20na%20paliwa%20i%20energie-ost.pdf

to various estimates, will deplete in the second part of the 21st century, may not be able to cope with the market expectations in this respect6. Therefore, international talks are underway on the rational use of the Earth’s natural resources, and the implementation of projects that use alternative energy sources. Also increasingly heard about are the threats to the environment, the ozone hole, the greenhouse effect, and the attempts to prevent these adverse phenomena through protection of the natural environment. Water and wind, and biomass perhaps? Analysing electricity generation from renewable sources, it is necessary to consider aspects such as: social and political conditions, cost of energy generation from non-standard sources, geographical location, as well as the issues of energy security and energy storage. The interest in renewable energy sources in recent years is not only associated with the increased energy demand, but also with excessive pollution7. Now the share of renewable energy sources in the world’s fuel and energy balance sheet is about 18%. It is, however, very small. Promoting the development of renewable energy sources has therefore become an important objective of European Union policy. The first major document which provided the basis for action at the EU level was ”Strategy for the development of renewable energy sources in the European Union Member States of 1997”8. Many documents have been drafted

to date closely linked to the issues of renewable energy sources and the associated environmental concerns. In the framework of its environmental obligations the EU has set quantitative targets for the year 2020, so-called 3x20%, i.e.: reduction of greenhouse gas emissions by 20% compared to 1990, reduction of energy consumption by 20% compared to the forecasts for 2020, and increase in the share of renewable energy to 20% of total energy consumption in the European Union. In December 2008 the European Union adopted the climate and energy package, which specifies the legal tools to be used to achieve these goals9. Also in Poland, since we are obliged to comply with the Community regulations, legislative initiatives are undertaken and concepts are devised in line with the aforementioned package. And so in November 2009, the Council of Ministers adopted ”Polish energy policy until 2030”10. It indicates, among other issues, undertaking efforts to develop nuclear power generation, increase the share of renewable energy in the domestic energy balance, and to energy efficiency. The most interesting document that addresses the need to decisively turn towards renewable energy sources is a report by the European Climate Foundation, the so called ”Roadmap 2050”, a declaration to implement the vision of the European power sector 100% based on renewable energy by 205011. This document is currently endorsed by dozens of organizations and institutions, but the European Union decision-making bodies have not yet granted it binding force. The declaration mainly addresses the fact that because of the climate threats, rising commodity prices, and political dependence related to their import, Europe urgently needs to implement a comprehensive energy system based entirely on renewable energy sources. As the authors point out, it does not go beyond the current capabilities of Europeans; however, it requires wise decisions, effective use of the current potential, and changes in the awareness of energy producers and consumers12. The available renewable energy resources theoretically significantly exceed our needs. For example, the Sun provides the Earth every day with as much energy as its residents consume in eight years. There is a lot of evidence that we are able to develop by 2050 a coherent system of energy generation entirely from renewable sources. All that is necessary is European leaders’ serious involvement in the implementation of this vision, and above all, compliance with the EU directives already issued in the matters of energy management. These directives strongly support the idea of environmental protection, for instance by imposing heavy penalties for environmental pollution. That’s why Poland will pay more and more

http://energiaodnawialna.republika.pl/. R. Tytko, Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcących się w zawodzie technik elektryk, Dimikor, 2009. 9 ”Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, attachment to Resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009, source: http://www.mg.gov.pl/ files/upload/8134/Polityka%20energetyczna%20ost.pdf. 10 Resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009, source: http://www.mg.gov.pl/NR/rdonlyres/5474D2C2-2306-42B0-B15A7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf. 11 http://www.100percentrenewables.eu. 12 http://www.chronmyklimat.pl/energetyka/polityka-energetyczna/9191-energetyczna_mapa_drogowa_2050___ku_dostatniej__niskoemisyjnej_europie. 8

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

severe penalties for the environmental pollution with operational substrates of its obsolete, inefficient, and environmentally unfriendly power plants, the maintaining of which will therefore become uneconomical13. On the other hand, the existing environmentally friendly (hydro, wind or solar) power plants today operating in the global power system account for a drop in the ocean of needs. An interesting solution seems to be the power system’s distribution and development of individual, renewable energy sources-based mini power plants, which can generate energy for single households14. Therefore, all elements of the Polish power system will likely be upgraded by 2050. Electricity will be generated from sources, and that means the following specific benefits: greater degree of independence from external energy suppliers, increased local energy security (due to generation units’ locations close to consumers), and reduced transmission losses. The renewable energy generation development will also contribute to the economic development of regions less industrially developed, but rich in renewable energy resources15. Poland’s climatic conditions determine that we may mainly rely on the exploitation of the following green energy sources: water, wind, solar, biomass and geothermal. At this point, it seems appropriate to briefly characterize these energy sources dominant in the future. Water energy – enables electricity generation due to the difference in water levels. The problem is capital intensive power plant development. Such projects also involve changes in aquatic environment, and interference with the natural course of rivers and with aquatic animal life. Despite this, the potential of Polish rivers and lakes will probably be utilised better in the future than today16. Wind energy – perhaps in a dozen or so years windmills will become just as important parts of the household, as domestic sewage treatment plants are today. Wind power generation is, of course, constrained by windless weather. However, this problem will be solved by batteries, which allow for storing excess electricity generated in favourable weather conditions. Solar energy – in the future solar power plants, like windmills, will be parts of households. It is true that photovoltaic cells are expensive to manufacture, but they are less expensive to operate than conventional power plants. Electricity generation depends, of course, on the time of day and the weather, but in adverse conditions the same solutions will be used as for wind farms17. Moreover, solar and wind farms will be developed together and complement each other. Biomass energy – the energy generated by organisms in the

environment, and its source can be straw, paper, organic waste, vegetable oils, specially grown energy crops or biogas from landfills or from fermentation. Biomass is available everywhere, so cities will utilise biogas from municipal landfills and sewage treatment plants, and in the countryside farmers will enjoy cheap energy from burning waste straw or sawdust18. Geothermal energy – is a natural and inexhaustible source of heat from the Earth’s interior. In certain geographic regions of the world geysers are already utilised for heating buildings, such as in Iceland and New Zealand. In Poland geothermal energy is harder to use, but due to the rapid technological development, in the mid- twenty-first century geothermal power plants may be on the agenda here. Today building them is very expensive, but in a few decades such investment is likely to be cost-effective. All of these sources will be used increasingly, and to an equal extent developed in Poland and other developed countries, because only the diversification of energy sources and the development of small domestic power plants seems to be the future of green energy. Modern networking systems No environmental objectives can be achieved without changes in power grids. If large-scale investments are to be made in renewable resources or, for instance, in electric vehicles, this will require an infrastructure capable of active integration of energy producers’ and consumers’ operations. An issue appears here, however, that the traditional network structure has been developed with the aim of one-way flow of energy. Whereas the presence of multiple small distributed sources will reverse the energy flow direction. As regards the existing and insufficiently upgraded networks, it will certainly lead to serious technical problems in the safety and reliability of the system operation19. Therefore, today a priority is the introduction of a new quality to power grids through the deployment of intelligent power supply systems commonly referred to as Smart Grids. This is a response to the threat due to the deficit of energy resources, but also to the very low efficiency of energy generation, transmission, distribution, and use. The term Smart Grid means the provision of energy services to customers with the use of information technology, which reduces the cost and increases the efficiency and the integration of distributed energy sources, including renewable energy20. Factors contributing to the smart grids concept development include21: 1. assurance of energy security, which will be enabled by better, smarter, and faster control and diagnostic systems

Such power plants are deployed mainly in the south of Poland in the Upper Silesian Industrial District. http://energiealternatywne.blogspot.com/2011/09/jak-wielkie-sa-mozliwosci-zastapienia.html. 15 http://www.energie-odnawialne.net/index.php/plany-energetyczne-polski.html. 16 A. Kardasz, Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego, publication No 7708 for school year 2009/2010, source: http://www.publikacje. edu.pl/publikacje.php?nr=7708. 17 Ibidem. 18 Ibidem. 19 A. Cieśla, Z. Hanzelka, Inteligentne systemy elektroenergetyczne, source: http://www.smartgrid.agh.edu.pl/index.php/84-smgrid-rozne/104-inteligentne-systemyelektroenergetyczne-ang-smart-grid. 20 Ibidem. 21 Ibidem. 14

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

2. minimisation of the costs of power services through constant integration of environment-friendly, local energy resources 3. assurance of differentiated and individualised levels of power supply quality, according to the client’s needs, through the use of advanced electronic systems, among other measures 4. extension of the functionality of services provided by supplier to customer, i.e. smart energy management and power supply conditions monitoring. This is necessary to provide customers with the possibility to generate their own energy controlled, which in turn is associated with the integration of autonomous generation systems with the power grid.

Fig. 2. The smart home concept in the future will not be limited to the control of household appliances Source: http://telbit24.pl/public/images/editor/image/Obrazki%20rozne/ inteligentny%20dom.pngSource: http://svtechtalk.com/cleantech/ smart-grid/

Fig. 1. An artist’s vision of Smart Grid Source: http://svtechtalk.com/cleantech/smart-grid/

According to experts, the introduction of smart grids is inevitable. EU Member States agreed to provide 80% of consumers with smart energy meters, and hence to lay the smart grid foundations22. It should be emphasized that together with the smart grid concept development gaining popularity is the idea of microgrids, which may be a single household, a separate area, or a group of customers with a balanced consumption and local energy generation. Such microgrids would create the sub-base for macro-scale operation of a modern power system. Smart homes With the ability to generate electricity on a small scale using photovoltaic panels, small wind turbines, or small hydro power plants, fully integrable with the power grid and connected to it using plug-and-play, the smart home notion will change altogether. So far, using this term, we meant a user-friendly house in which certain tasks, such as lowering blinds at dusk or turning on lights on the property, were executed automatically, hence releasing the residents from thinking about these tasks. Now the

22 23

smart home concept us extended by the aspect of energy autonomy - such a house not only has its own power sources, but is also able to output its excess power, and treats the power grid as a reserve source. The hitherto traditional, passive electricity consumer assumes therefore the role of prosumer, i.e. an active consumer capable not only of energy consumption, but also of its generation23. An active energy co-generator will be using modern technologies, such as wireless charging of car and other household appliance batteries, but the development of technology will require no specialist expertise. A market will emerge instead, of specialists operating the distributed energy system – the demand for staff in the field of electrical engineering will therefore certainly keep growing. In the context of mini power plants and autonomous prosumer systems there appears, however, a major problem: how to solve the issue of electricity storage? Electricity is easy to acquire, process, and use, but it is difficult to store. In the large-scale power systems this inconvenience is solved by the deployment of pumped storage plants, for instance. Individually, such initiatives are not economically viable, but they constitute an important factor in ensuring the power system’s stability and a kind of energy reservoir in the event of a sudden increase in the demand for electricity, such as during mass events, like Euro 2012 football

http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_inteligentnych_sieci_energetycznych__technologiczny_przelom_.html. The term prosumer was coined in 1980 by American social writer and futurist Alvin Toffler. Prosumer is someone who has extensive knowledge about products and services, and wants to actively participate in their development. Prosumer is an active consumer who is a partner of the manufacturer, and communication with whom is like a constant dialogue, source: http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

matches. Perhaps in the future the energy storage problem will be solved by supercapacitors. Perhaps entire supercapacitor or superbattery farms will be developed? Transmission grids Managing electricity is not only its generation and storage, but first of all distribution, which in the future must be carried out with minimal losses. This will certainly be enabled by massively deployed HVDC high voltage direct current lines24. However, this will require a more common use of power electronic devices than now. However, the development of power electronics will allow managing energy better and to respond to such needs as: 1. power system flexibility to accommodate energy consumer needs 2. power system stability associated with the balancing of energy resources from various sources and at different periods of time, such as time of year and time of day 3. energy sourcing reliability and efficiency.

Thermonuclear energy This vision of the power sector seems to be very technically complex, since it requires operation of many different types of power plants, and complex power management and distribution. It is possible that the power sector’s future will be much simpler – perhaps it will be based on thermonuclear energy, well recognised by engineering science but still very capital intensive. The basic requirement for thermonuclear fusion is sufficiently high temperature. A fuel for the fusion may be deuterium, a heavy hydrogen isotope. The most serious problem of thermonuclear energy generation is mastering of the fusion reactions occurring managed by man. Resolving this issue has encountered great difficulties26. Opponents of investing in thermonuclear energy development argue against its meaninglessness and the huge economic costs. However, data on electricity generation from different sources is very telling: • 1 kg of carbon produces up to 7 kWh of energy • 1 kg of uranium produces from 70,000 kWh up to 12,000 000 kWh of energy • 1 kg of deuterium in a fusion reaction could produce 24,000,000 kWh (sic!).

Fig. 3. Wirelessly powered light bulb in an Intel lab Source: http://www.chip.pl/images/sprzet/WRELLightbulb1.jpg/ image_preview

It should be noted that studies are also currently being carried out on wireless energy transfer by electromagnetic field and resonance. Devices such as a laptop or television set can be wirelessly powered, and in the future it may be possible over longer distances and on a larger scale. A problem which scientists have to solve is the impact of a magnetic field with such a high intensity on living organisms, including the human body, of course25.

Fig. 4. A single fusion reaction of deuterium and tritium, which produces helium, a neutron, and 17.6 MeV of energy Source: http://pl.wikipedia.org/w/index.php?title=Plik:Deuterium-tritium_ fusion.svg&filetimestamp=20091128202729

It is estimated that the carbon resources are sufficient for about 100 years. A similar situation exist is with oil deposits. Uranium resources are sufficient for several decades. Compared to this data

There is only one such line today in Poland, connecting Ustka with Karlshamn Linia_wysokiego_napi%C4%99cia_pr%C4%85du_sta%C5%82ego. http://technologie.gazeta.pl/technologie/1,94881,7496870,Bezprzewodowe_przesylanie_pradu.html. 26 http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html. 27 http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html. 25

Sweden,

source:

http://pl.wikipedia.org/wiki/

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

deuterium resources are virtually inexhaustible. They amount to approx. 1017 kg, which corresponds to energy resources in the order of 1024 kWh. If we assume that energy consumption will remain as it is today, a simple calculation shows that deuterium resources should suffice for around 20 billion years (sic!)27. So, thermonuclear power generation is an alluring technology. In the European Union by the end of the twentieth century nearly 10 billion EUR had been invested in it, and the newest experimental ITER reactor will cost a similar amount28. An important advantage of thermonuclear energy is that the generation cost will not grow along with installed capacity29. So perhaps thermonuclear energy is the solution to the problems of humankind? Is the future dark or bright? The future of electricity will certainly depend on the wisdom of the people using it. Already today we are witnessing conflicting options and views, the supporters of which are trying to argue their case stating views recognizing or denying the negative impact of human activities on the face of the Earth. The best known threat is global warming that leads to the melting of glaciers, and development of massive hurricanes and other destructive natural disasters. Although it has not been proven that the main culprits of this process are human beings, it does not change the fact that changes observed in nature are highly dangerous to human development. According to Stephen Hawking, one of the greatest physicists of our time, ”global is now (...) a threat (...) greater even than all nuclear arsenals combined”30. If the power sector’s pessimistic vision, which assumes mankind’s passivity to challenges posed by nature, are proven right in the future, we would probably live through times, when, following the crude oil sources’ depletion, coal to gasoline processing

Fig. 5. Tsunami in the Japanese prefecture of Fukushima in March 2011 Source: http://fakty.interia.pl/raport/kataklizm-w-japonii/galerie/kataklizm-w-japonii/fukushima-zalana-przez-14-metrowa-fale/zdjecie/ duze,1432027

plants would be launched on a massive scale. Other energy sources would be used marginally. As a result of huge carbon dioxide emissions the climate would change at a very fast pace, bringing about more and more natural disasters such as floods, tsunamis and catastrophic droughts, even in regions not directly responsible for these changes. In this pessimistic vision the world would experience not only climatic catastrophes, perhaps on the scale of continents, but also conflicts and wars for access to energy resources, and it would mean destruction and millions of refugees31. No vision of the future so pessimistic is bound to happen, of course, but we must be aware that the available conventional energy sources known to mankind, such as coal and oil, may soon come to an end, or access to them may be seriously impeded, which will significantly increase energy prices, and will entail a change in public attitudes and awareness with regard to the use of energy, including electricity. So more work is needed on energy generation from the new sources that today may not be considered wonderful alternatives because of their costs, but the exploitation of which is feasible. Mother Earth’s children In the power sector future’s optimistic scenario all concepts discussed here will certainly be fulfilled. In 2050 many of us will be living in smart homes, which not only afford dwelling comfort, but also enable rational management of energy, which can be generated in a backyard plant. We will use wirelessly powered devices, without worrying about recharging them. Even if we move through open spaces, once back home we’ll recharge our devices from home charging stations. A computer system will take care of such energy management, which is consistent with our needs and lifestyles. The social mind frame will change - the attitude of the passive energy consumer will give way to a proactive attitude of a participant in the process of its generation, and, above all, of its distribution management. A sense of responsibility for the fate of the environment will finally find its true dimension. Mass education will be needed in this area and training of personnel in new professions, such as specialist in the field of renewable energy and infrastructure services integrator. The landscape of our country and of other countries, not only in Europe and America, will change beyond recognition. There will be windmill forests and solar panels seen everywhere, energy crops will mature in fields, and power transmission lines will more subtly blend into the environment. Our surroundings will be cleaner and less contaminated by carbon dioxide, so that we, and animals, will feel better on our Mother Earth. Maybe it’s just a dream, but it is dreams that drove mankind to go beyond the reaches of its abilities. It is owing to the dreams of flying that we can now travel around the world in modern aircraft, these were dreams that have

http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64. Ibidem. 30 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=185&lng=pl. 31 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64. 29

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

enabled the development of space exploration and flights to the moon, and in the near future will allow a man to stand on Mars. And at the end of the day, the great visions of people like Steve Jobs have revolutionized electronics and computer science. So, therefore, dreaming pays off – perhaps the world in 2050 will be nothing like today – it will simply be better and more beautiful. REFERENCES 1. Cieśla A., Hanzelka Z., Inteligentne systemy elektroenergetyczne, source: http://www.smartgrid.agh.edu.pl/index.php/84-smgridrozne/104-inteligentne-systemy-elektroenergetyczne-ang-smartgrid. 2. Kardasz A., Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego, publication No 7708 for school year 2009/2010, source: http://www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708. 3. Kop J., Kucharska M., Szkurłat E., Geografia, part 2, Zakres podstawowy, Warsaw 2007. 4. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, attachment to resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009, source: http://www.mg.gov.pl/files/upload/8134/Polityka%20energetyczna%20ost.pdf. 5. Popczyk J., Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, Issue 1, source: http://actaenergetica.org/pl/wp-content/uploads/2011/11/ str.-7-22-J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGE-TYKA.-Kontekstekologiczno-energetyczny1.pdf. 6. Presentation of Polish Economic Chamber of Renewable Energy ”Energetyka odnawialna. Czy Polska posiada odpowiednie zasoby i infrastrukturę?”, source: http://change.kig.pl/energia_ odnawialna. php#k2. 7. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku, attachment 2 to Polish energy policy until 2030, source: http://www. mg.gov.pl/files/upload/8134/Prognoza%20zapotrze-bowania%20 na%20paliwa%20i%20energie-ost.pdf. 8. Tytko R., Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcących się w zawodzie technik elektryk, Dimikor, 2009. 9. Resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009. 10. http://www.mg.gov.pl/NR/rdonlyres/5474D2C2-2306-42B0-B15A7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf. 11. http://energiaodnawialna.republika.pl/. 12. http://energiealternatywne.blogspot.com/2011/09/jak-wielkie-samozliwosci-zastapienia.html. 13. http://fakty.interia.pl/raport/kataklizm-w-japonii/galerie/kataklizmw-japonii/fukushima-zalana-przez-14-metrowa-fale/zdjecie/ duze,1432027. 14. http://pl.wikipedia.org/w/index.php?title=Plik:Deuteriumtritium_fusion.svg&filetimestamp=20091128202729. 15. http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument. 16. http://pl.wikipedia.org/wiki/Sozologia.

17. http://pl.wikipedia.org/wiki/Telewizja_Polska. 18. http://svtechtalk.com/cleantech/smart-grid. 19. http://telbit24.pl/public/images/editor/image/Obrazki%20rozne/ inteligentny%20dom.png. 20. http://www.100percentrenewables.eu. 21. http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html. 22. http://www.chip.pl/images/sprzet/WRELLightbulb1.jpg/ image_preview. 23. http://www.chronmyklimat.pl/energetyka/politykaenergetyczna/9191-energetyczna_mapa_drogowa_2050___ku_ dostatniej__niskoemisyjnej_europie. 24. http://www.cire.pl/rynekenergii/podstawa.php?smid=207. 25. http://www.edf.com/html/panorama/medias/images/durable/solid/ reacteur_iter.jpg. 26. http://www.energie-odnawialne.net/index.php/plany-energetycznepolski.html. 27. http://www.indexmundi.com/g/g.aspx?v=81&c=xx&l=en. 28. http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=185&lng=pl. 29. http://www.stat.gov.pl. 30. http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiadomosc.html. 31. http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_inteligentnych_sieci_energetycznych_technologiczny_przelom_.html. 32. http://ziemianarozdrozu.pl/artykul/1987/niemiecka-produkcjapradu-z-paneli-slonecznych-wzrosla-w-2011-roku-o-60-procent.

Publication of post-contest This article was awarded first prize in the ”Electrical energy in the future. A vision of 2050” contest, organised by ENERGA SA.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

Sławomir Królikowski Zespół Szkół Elektrycznych we Włocławku e-mail: slawek.krolikowski@o2.pl A IV grade student at the Electrical High School in Wloclawek. Finalist of the Professional Career Planning and Management Knowledge National Contest (2011) and participant of numerous professional and thematic competitions.

Błażej Walczak Politechnika Gdańska e-mail: blazej19992@o2.pl A graduate of the Electrical High School in Wloclawek (2012), now a student at Gdańsk University of Technology. Participant and winner of national knowledge contests, and of MiniSumo robot competitions.

Adrian Wójcik Politechnika Gdańska e-mail: adriano.16.92@o2.pl A graduate of the Electrical High School in Wloclawek (2012), now a student at Gdańsk University of Technology. Finalist and participant of national knowledge and professional contests, scholar.

Andrzej Aftański Zespół Szkół Elektrycznych we Włocławku e-mail: aaftanski@o2.pl A certified teacher of theoretical vocational subjects at the Electrical High School in Wloclawek, MSc. in electronics and telecommunications, Doctor of Humanities in education, initiator and organizer of a municipal engineering competition for youth, tutor of finalists and winners of many national contests.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 85–93

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 85–93. When reffering to the article please reffer to the original text. PL

Energia elektryczna w przyszłości. Wizja roku 2050 Autorzy

Sławomir Królikowski Błażej Walczak Adrian Wójcik opiekun: Andrzej Aftański

Słowa kluczowe

energia elektryczna, elektroenergetyka, odnawialne źródła energii, przyszłość energetyki, sieci elektroenergetyczne, ochrona środowiska, systemy inteligentne, przesyłanie energii, energetyka termojądrowa, bezpieczeństwo energetyczne, postawy proekologiczne, kryzys energetyczny

Streszczenie

Uczniowie Technikum nr 4 w Zespole Szkół Elektrycznych we Włocławku przedstawiają scenariusze rozwoju elektroenergetyki do 2050 roku. Wiele aktualnych tendencji w rozwoju techniki skłoniło autorów do nadania wybranym wizjom przyszłości cech prawdopodobieństwa. Rosnące zapotrzebowanie na energię, przy jednoczesnym kurczeniu się zasobów paliw kopalnych i tradycyjnych metod ich przetwarzania, spowoduje rozpowszechnienie wykorzystania tzw. źródeł ekologicznych energii, takich jak wiatr lub biomasa. Przetwarzanie energii będzie się odbywało powszechnie w przydomowych stacjach energetycznych wyposażonych w możliwość gromadzenia energii i zintegrowanych z siecią energetyczną za pomocą inteligentnych sterowników służących do dwukierunkowego transferu energii. Zmieni się rola sieci elektroenergetycznej, a dotychczasowi odbiorcy energii będą się stawali jej prosumentami. W odczuciu autorów artykułu alternatywą dla takiej wizji rozwoju elektroenergetyki może być jedynie energetyka termojądrowa, która wymaga jednak nieprawdopodobnie wysokich nakładów i poziomu rozwoju technologicznego. Uruchomienie elektrowni termojądrowych uwolniłoby jednak ludzkość od obaw o przyszłość zdominowaną kryzysem energetycznym.

Trudno nie zgodzić się ze stwierdzeniem, że energia – w różnych postaciach – jest jednym z najważniejszych czynników życia na Ziemi. Potrzebujemy jej wszyscy. Rośliny korzystają z energii słonecznej, aby rosnąć i owocować. Zwierzęta potrzebują pożywienia, aby żyć, budować gniazda i legowiska, poszukiwać nowych pastwisk i terenów łownych. Ludzie potrzebują energii do gotowania i ogrzewania. Każdy z nas mieszka w domu oświetlanym i wyposażonym w urządzenia, które do działania wymagają energii elektrycznej1. Można byłoby więc zapytać – czy znalazłby się dziś na świecie człowiek, który wyobrażałby sobie życie bez energii elektrycznej? Bez komputera, telewizora, telefonu, pralki, radia, lodówki? Zapewne znaleźliby się tacy ludzie, a na poparcie swej tezy wskazaliby ludność z biednych rejonów Afryki albo fanatyków ekologii lub sozologii2. Jednak większości z nas trudno byłoby zrezygnować z przedmiotów zasilanych energią elektryczną. Wszyscy potrzebujemy bezpiecznej energii Współczesny świat jest bardzo uzależniony od dostaw energii elektrycznej – dotyczy to każdej gałęzi przemysłu, a także każdego gospodarstwa domowego. Brak prądu to nie tylko brak światła, to także zatrzymanie pomp wody, przerwa w pracy instalacji centralnego ogrzewania, niedziałające systemy dozoru i sterowania, brak łączności. Wraz z rozwojem cywilizacyjnym człowiek

1 2

3 4 5

coraz bardziej uzależnia się od własnych wynalazków. Duża awaria systemu energoelektrycznego może być bardzo groźna w skutkach – świadczą o tym na przykład wydarzenia w Ameryce Północnej z początku obecnego stulecia. W sierpniu 2003 roku miała miejsce największa awaria sieci elektroenergetycznej w historii Ameryki. Przerwa w dostawie energii elektrycznej objęła kilka stanów wschodniego wybrzeża USA, a także kanadyjską prowincję Quebec. Brak energii elektrycznej dotknął ok. 50 mln ludzi. W wyniku awarii wyłączonych zostało ponad 100 elektrowni, w tym również nuklearne. Na szczęście żadna z nich nie uległa uszkodzeniu3, ale zdarzenia takie jak blackout, bo tak zwykło się nazywać tego typu awarie, zawsze grożą destabilizacją życia społecznego i są doskonałą okazją do pojawienia się przestępstw na masową skalę, rabunków, napadów i innych aktów przemocy. W naszym kraju ostatnia poważna awaria miała miejsce w Szczecinie w 2008 roku i na szczęście nie doprowadziła do poważnych konsekwencji. Jednak zapewnienie niezawodności w działaniu systemów elektroenergetycznych, tworzenie takich rozwiązań, które zapewnią pełne podtrzymanie dostaw energii w stanach awaryjnych powinno być priorytetem dla osób odpowiedzialnych za sektor energetyczny w każdym kraju.

Trudna zabawa we wróża W jednym z artykułów w Acta Energetica prof. Jan Popczyk przedstawił prawdopodobną wizję polskiego systemu energetycznego na przełomie epok społeczeństwa wiedzy i wodorowego4. W nakreślonym przez autora obrazie dominuje znaczący udział autonomicznych systemów wytwarzania energii elektrycznej, rozwój farm wiatrowych, widoczna jest też elastyczność systemu energetycznego, konkurencyjność i rozproszona oferta dostaw energii. Jak przekonuje autor, sieci energetyczne pozornie nie ulegną znaczącym zmianom, podobnie liczba wielkoformatowych źródeł energii w postaci bloków energetycznych. Na masową skalę wprowadzone będą jednak alternatywne źródła energii, prowadząc do rozwoju rolnictwa energetycznego oraz przydomowych, autonomicznych minielektrowni. Wizja profesora dotyczy roku 2030, my jednak chcemy skupić się na możliwym obrazie energii elektrycznej w roku 2050. Rok 2050 nadejdzie za 38 lat. Wystarczy spojrzeć wstecz również 38 lat, aby przekonać się, jak trudno wyobrazić sobie możliwe zmiany wokół nas. W 1974 roku w Polsce telewizja publiczna nadawała tylko na dwóch kanałach, które nasi rodzice oglądali przeważnie w wersji czarno-białej5. O komputerach słyszeli tylko naukowcy; ba, nawet produkcja małego Fiata, którego trudno dzisiaj dostrzec na ulicach, dopiero wówczas się rozpoczęła. Bill Gates

Na podstawie pracy Agnieszki Kardasz pt. „Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego”, publikacja nr 7708 na rok szkolny 2009/2010, źródło: http:// www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708. Sozologia, ujmując problem w dużym uogólnieniu, to nauka o czynnej ochronie środowiska naturalnego, zajmująca się problemami ochrony środowiska, przyczynami i następstwami niekorzystnych zmian wynikających z rozwoju cywilizacji i zachodzących w strukturze i funkcjonowaniu układów przyrodniczych, źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/ Sozologia. http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiadomosc.html. J. Popczyk, Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, nr 1, źródło: http://actaenergetica.org/pl/wp-content/ uploads/2011/11/str.-7-22-J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGETYKA.-Kontekst-ekologiczno-energetyczny1.pdf. http://pl.wikipedia.org/wiki/Telewizja_Polska.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 85–93

powiedział w 1981 roku, mając na myśli potrzeby komputerów osobistych, że „640 kB wystarczy każdemu”. Dzisiaj pojemności darmowych skrzynek pocztowych przekraczają 20 GB, a rozmiary dysków twardych komputerów domowych wyraża się w TB. Jak więc będzie wyglądał świat energetyki w 2050 roku? Próbując odpowiedzieć na to pytanie, warto rozpatrzyć następujące zagadnienia: 1. zapotrzebowanie na energię elektryczną 2. pozyskiwanie energii elektrycznej na masową skalę z odnawialnych źródeł energii 3. inteligentny system elektroenergetyczny oparty na sieci autonomicznych podsystemów 4. nowoczesne sieci przesyłowe 5. rozwój energetyki termojądrowej. Potrzebujemy coraz więcej energii elektrycznej Rozwój cywilizacyjny i wzrost potrzeb konsumenckich powodują wzrost zapotrzebowania na energię. Skalę tego zjawiska mogą przybliżyć dane opublikowane przez Główny Urząd Statystyczny. W 2007 roku w Polsce zużycie energii elektrycznej wyniosło 136 261 GWh, a w 2010 – już 141 637 GWh.

Region

Województwo

dolnośląskie

Zużycie ogółem 12 370

kujawsko-pomorskie

7 350

lubelskie

5 190

lubuskie

3 255

łódzkie

12,1

12,7

13,3

12,9

13,2

15,0

16,8

11 096

Straty przesyłu 14,1 i dystrybucji

małopolskie

12 129

Zapotrzebo136,6 128,7 140,0 156,1 180,4 201,7 wanie netto

mazowieckie

21 258

opolskie

5 005

podkarpackie

4 967

podlaskie

2 675

pomorskie

7 104 24 712

świętokrzyskie

4 711

warmińsko-mazurskie

3 430

Kraj

11 024

10 11

Potrzeby własne

14,1

12,3

12,8

13,2

14,2

15,7

Zapotrzebowanie 150,7 141,0 152,8 169,3 194,6 217,4 brutto Tab. 2. Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną [TWh] Źródło: „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącznik 2 do „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, http://www.mg.gov.pl/files/upload/8134/Prognoza%20zapotrze-bowania%20na%20paliwa%20i%20energie-ost.pdf

5 361 141 637 GWh

Tab. 1. Zużycie energii elektrycznej [GWh] w Polsce w 2010 roku w poszczególnych województwach Polski Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych GUS, http://www.stat.gov.pl

Sektor energii

111,0 104,6 115,2 130,8 152,7 171,6 11,6

zachodniopomorskie

Energia finalna

11,3

wielkopolskie

2006 2010 2015 2020 2025 2030

11,6

śląskie

Jak przekonuje zdroworozsądkowa logika, zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie w przyszłości rosło. Wynika to nie tylko ze wzrostu liczby dóbr konsumpcyjnych i potrzeb przemysłu. Zmienia się jakość życia, ale także wykorzystanie znanych już i masowo stosowanych dóbr, takich jak np. samochody. Prawdopodobnie coraz częściej będziemy korzystać z aut o napędzie elektrycznym, którymi już dzisiaj można swobodnie poruszać się po centrach miast, ładując akumulatory samochodowe w nocy we własnym garażu. Z drugiej strony nasilać się będzie tendencja do produkcji dóbr energooszczędnych, a procesy demograficzne wskazują na stagnację w rozwoju społeczeństw wysoko rozwiniętych. Być może więc indywidualne zapotrzebowanie gospodarstw domowych, dzięki wprowadzeniu takich rozwiązań jak inteligentne domy, nie będzie tak wysokie. Mimo wszystko ogólne potrzeby energetyczne człowieka pozostaną duże, a oczekiwaniom rynku w tym zakresie mogą nie podołać konwencjonalne źródła energii elektrycznej, które według różnych szacunków wyczerpią się w drugiej połowie XXI wieku6.

Dlatego prowadzone są międzynarodowe rozmowy na temat racjonalnego wykorzystania zasobów naturalnych Ziemi i wdrożenia projektów wykorzystujących alternatywne źródła energii. Coraz częściej słychać też o zagrożeniach dla środowiska, dziurze ozonowej, efekcie cieplarnianym oraz o próbach zapobiegania tym niekorzystnym zjawiskom poprzez ochronę środowiska naturalnego człowieka.

Woda i wiatr, a może biomasa? Analizując pozyskiwanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, trzeba rozpatrzyć takie aspekty, jak: uwarunkowania społeczne i polityczne, koszty produkcji energii z niestandardowych źródeł, położenie geograficzne, a także bezpieczeństwo energetyczne i kwestię magazynowania energii. Widoczne w ostatnich latach zainteresowanie odnawialnymi źródłami energii związane jest nie tylko ze wzrostem zapotrzebowania na energię, ale również z nadmiernym zanieczyszczeniem środowiska7. Obecnie udział odnawialnych źródeł energii w bilansie paliwowo-energetycznym świata wynosi ok. 18%. To jednak bardzo mało. Wspieranie rozwoju odnawialnych źródeł energii stało się więc ważnym celem polityki Unii Europejskiej. Pierwszym poważnym dokumentem stanowiącym podstawę działań na poziomie unijnym była „Strategia rozwoju odnawialnych źródeł energii w krajach Unii Europejskiej z 1997 roku”8. Opracowano dotąd wiele dokumentów ściśle związanych z problematyką odnawialnych źródeł energii i ze związanymi z nimi kwestiami ekologicznymi. Na 2020 rok w ramach zobowiązań ekologicznych Unia Europejska wyznaczyła cele ilościowe, tzw. 3x20%, tj.: zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych o 20% w stosunku do roku 1990, zmniejszenie zużycia energii o 20% w porównaniu z prognozami dla roku 2020 oraz zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii do 20% całkowitego zużycia energii w Unii Europejskiej. W grudniu 2008 roku został przyjęty przez Unię Europejską pakiet klimatyczno-energetyczny, w którym zawarte są konkretne narzędzia prawne służące do realizacji tych celów9. W naszym kraju, ponieważ jesteśmy zobowiązani do przestrzegania regulacji wspólnoty, również podejmowane są inicjatywy legislacyjne i koncepcje zgodne z wymienionym pakietem. I tak w listopadzie 2009 roku Rada Ministrów uchwaliła „Politykę energetyczną Polski do 2030 roku”10. Zwraca się w niej uwagę m.in. na podjęcie prac nad rozwojem energetyki jądrowej, na zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym naszego kraju oraz na efektywność energetyczną. Najciekawszym dokumentem podejmującym kwestię konieczności zdecydowanego zwrócenia się w stronę odnawialnych źródeł energii jest raport Europejskiej Fundacji Klimatycznej, tzw. Energetyczna mapa drogowa „Roadmap 2050”, będący deklaracją na rzecz realizacji wizji energetyki w Europie opartej w 100% na odnawialnych źródłach energii do 2050 roku11. Dokument ten popierany jest obecnie przez dziesiątki organizacji i instytucji, jednak organy decyzyjne Unii Europejskiej nie nadały mu jeszcze rangi obowiązującego. W deklaracji mowa jest głównie o tym, że z uwagi na zagrożenia klimatyczne, rosnące ceny surowców

J. Kop, M. Kucharska, E. Szkurłat, Geografia, część 2, Zakres podstawowy, Warszawa 2007. http://energiaodnawialna.republika.pl/. R. Tytko, Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcących się w zawodzie technik elektryk, Wydawnictwo Dimikor, 2009. „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku, źródło: http://www.mg.gov.pl/files/upload/8134/ Polityka%20energetyczna%20ost.pdf. Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku, źródło: http://www.mg.gov.pl/NR/rdonlyres/5474D2C2-2306-42B0-B15A-7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf. http://www.100percentrenewables.eu.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 85–93

oraz uzależnienie polityczne związane z ich importem, Europa pilnie potrzebuje wdrożenia kompleksowego systemu energetycznego całkowicie opartego na odnawialnych źródłach energii. Jak wskazują autorzy deklaracji, nie wykracza to poza obecne możliwości Europejczyków, jednak wymaga mądrych decyzji, efektywnego wykorzystania obecnego potencjału oraz przemian w świadomości producentów i konsumentów energii12. Dostępność energii odnawialnej jest przecież teoretycznie znacznie przekraczająca nasze zapotrzebowanie. Na przykład Słońce codziennie dostarcza Ziemi tyle energii, ile potrzeba jej mieszkańcom przez osiem lat. Wiele dowodów potwierdza, że jesteśmy w stanie opracować do 2050 roku spójny system pozyskiwania energii całkowicie ze źródeł odnawialnych. Konieczne jest tylko poważne zaangażowanie liderów europejskich we wdrażanie tej wizji, a przede wszystkim przestrzeganie dotychczas wydanych dyrektyw unijnych dotyczących gospodarki energetycznej. Dyrektywy te silnie wspierają idee ochrony środowiska, np. nakładając wysokie kary za skażenie środowiska naturalnego. Dlatego też nasz kraj będzie płacił coraz bardziej dotkliwe kary z powodu zanieczyszczania środowiska funkcjonowaniem starych, niewydajnych i nieekologicznych elektrowni, których utrzymywanie stanie się w związku z tym nieopłacalne13. Z drugiej strony istniejące dziś elektrownie ekologiczne, funkcjonujące w ogólnym systemie energetycznym (wodne, wiatrowe lub solarne) to kropla w morzu potrzeb. Ciekawym rozwiązaniem wydaje się więc rozproszenie systemu energetycznego i tworzenie indywidualnych minielektrowni opartych na odnawialnych źródłach energii, dzięki którym można byłoby produkować tanią energię na potrzeby pojedynczych gospodarstw domowych14. Do 2050 roku prawdopodobnie nastąpi w związku z tym całkowita modernizacja wszystkich elementów polskiego systemu energetycznego. Energia elektryczna wytwarzana będzie dzięki źródłom odnawialnym, a to oznacza konkretne korzyści: większy stopień niezależności od zewnętrznych dostawców energii, podniesienie lokalnego bezpieczeństwa energetycznego (ze względu na lokalizację jednostek wytwórczych blisko odbiorcy) i zmniejszenie strat przesyłowych. Rozwój energetyki odnawialnej przyczyni się również do rozwoju gospodarczego słabiej rozwiniętych przemysłowo regionów, ale bogatych w zasoby energii odnawialnej15. Uwarunkowania klimatyczne Polski decydują, że możemy liczyć na wykorzystywanie głównie następujących źródeł zielonej energii: wody, wiatru, słońca, biomasy i geotermii.

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

W tym miejscu zasadne wydaje się krótkie scharakteryzowanie tych dominujących w przyszłości źródeł energii. Energia wody – pozwala na wytwarzanie energii elektrycznej dzięki różnicy poziomu wód. Problemem jest kosztowna budowa elektrowni. Takie przedsięwzięcie wiąże się też ze zmianą środowiska wodnego, zakłóceniem naturalnego biegu rzeki i życia zwierząt wodnych. Mimo to w przyszłości potencjał polskich rzek i jezior będzie prawdopodobnie wykorzystany lepiej niż obecnie16. Energia wiatru – być może za kilkanaście lat wiatraki staną się tak samo ważnym elementem gospodarstw domowych jak dzisiaj przydomowe oczyszczalnie ścieków. Ograniczeniem elektrowni wiatrowych jest oczywiście bezwietrzna pogoda. Problem ten jednak będzie rozwiązywany za pomocą akumulatorów, które pozwolą na magazynowanie nadmiaru energii elektrycznej wytworzonej w korzystnych warunkach pogodowych. Energia słoneczna – w przyszłości elektrownie słoneczne, podobnie jak wiatrowe, będą częścią gospodarstw domowych. Co prawda, produkcja ogniw fotowoltaicznych jest kosztowna, ale ich eksploatacja jest tańsza niż zwykłych elektrowni. Wytwarzanie elektryczności oczywiście zależne jest od pory dnia i pogody, ale w niesprzyjających warunkach stosowane będą rozwiązania analogiczne jak na farmach wiatrowych17. Co więcej, farmy słoneczne i wiatrowe będą występowały razem i wzajemnie się uzupełniały. Energia biomasy – to energia powstająca dzięki organizmom danego środowiska, a jej źródłem może być słoma, makulatura, odpady biologiczne, oleje roślinne, specjalnie hodowane rośliny energetyczne albo biogaz z wysypisk komunalnych lub z fermentacji. Biomasa dostępna jest wszędzie, dlatego miasta będą wykorzystywać biogaz z wysypisk komunalnych i oczyszczalni ścieków, a na wsiach rolnicy będą cieszyć się tanią energią ze spalania odpadowej słomy lub trocin18. Energia geotermiczna – jest naturalnym i niewyczerpalnym źródłem ciepła pochodzącego z wnętrza Ziemi. W niektórych regionach geograficznych świata już teraz gejzery wykorzystywane są do ogrzewania budynków, np. w Islandii i Nowej Zelandii. W Polsce trudniej jest korzystać z energii geotermicznej, ale dzięki szybkiemu rozwojowi technologicznemu w połowie XXI wieku elektrownie geotermiczne będą być może na porządku dziennym. Dzisiaj ich budowa jest bardzo kosztowna, ale za kilkadziesiąt lat inwestycje takie będą jednak prawdopodobnie opłacalne. Wszystkie wymienione źródła będą wykorzystywane w coraz większym stopniu i w równym zakresie będą rozwijane w naszym kraju i innych krajach

rozwiniętych, ponieważ tylko dywersyfikacja źródeł energii i rozwój małych elektrowni przydomowych wydaje się być przyszłością energetyki ekologicznej. Nowoczesne systemy sieciowe Cele ochrony środowiska nie mogą być osiągnięte bez zmian sieci elektroenergetycznych. Jeśli na szeroką skalę mają być prowadzone inwestycje w zasoby odnawialne lub np. w pojazdy elektryczne, to wymaga to infrastruktury, która zdolna będzie aktywnie integrować działania wytwórców i konsumentów. Pojawia się tu jednak problem polegający na tym, że tradycyjne struktury sieci konstruowane były z myślą o jednokierunkowym przepływie energii. Tymczasem obecność wielu małych źródeł rozproszonych spowoduje odwrócenie kierunku rozpływu energii. W przypadku istniejących, niezmodernizowanych dostatecznie sieci na pewno prowadzić to będzie do poważnych problemów technicznych w zakresie bezpieczeństwa i niezawodności pracy systemu19. Dlatego priorytetem jest już dzisiaj wprowadzenie nowej jakości do sieci elektroenergetycznych poprzez stworzenie inteligentnych systemów dostawy energii określanych potocznie jako Smart Grid. Jest to odpowiedź na zagrożenia z powodu deficytu zasobów energii, ale także zbyt niskiej efektywności jej wytwarzania, przesyłu, rozdziału i użytkowania. Termin Smart Grid oznacza dostarczanie odbiorcom usług energetycznych z wykorzystaniem środków technologii informatycznych, dzięki czemu obniża się koszty i zwiększa efektywność oraz integrację rozproszonych źródeł energii, także odnawialnej20. Czynniki sprzyjające rozwojowi koncepcji inteligentnych systemów elektroenergetycznych to21: 1. zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, które ma być możliwe dzięki lepszym, mądrzejszym i szybszym układom sterowania i diagnostyki 2. minimalizacja kosztów usług elektroenergetycznych przez ciągłą integrację przyjaznych środowisku lokalnych zasobów energii 3. zapewnienie zróżnicowania i zindywidualizowania poziomów jakości dostarczanej energii, zgodnie z potrzebami klienta, m.in. dzięki stosowaniu zaawansowanych układów energoelektronicznych 4. rozszerzenie funkcjonalności usług świadczonych przez dostawcę na rzecz odbiorcy, a więc inteligentnego zarządzania energią oraz monitorowania warunków jej dostawy. Jest to konieczne do zapewnienia odbiorcom możliwości kontrolowanego generowania własnej energii, a to z kolei wiąże się z integracją autonomicznych systemów produkcji energii z siecią elektroenergetyczną.

http://www.chronmyklimat.pl/energetyka/polityka-energetyczna/9191-energetyczna_mapa_drogowa_2050_ku_dostatniej_niskoemisyjnej_europie. Takie elektrownie znajdują się głównie na południu Polski w Górnośląskim Okręgu Przemysłowym. http://energiealternatywne.blogspot.com/2011/09/jak-wielkie-sa-mozliwosci-zastapienia.html. http://www.energie-odnawialne.net/index.php/plany-energetyczne-polski.html. A. Kardasz, Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego, publikacja nr 7708 na rok szkolny 2009/2010, źródło: http://www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708. Ibidem. Ibidem. A. Cieśla, Z. Hanzelka, Inteligentne systemy elektroenergetyczne, źródło: http://www.smartgrid.agh.edu.pl/index.php/84-smgrid-rozne/104-inteligentne-systemyelektroenergetyczne-ang-smart-grid. Ibidem. Ibidem.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 85–93

Jak twierdzą specjaliści, wprowadzanie inteligentnych sieci energetycznych jest nieuniknione. Unia Europejska zobowiązała państwa członkowskie, aby do 2020 roku wyposażyły 80% odbiorców w inteligentne liczniki zużycia energii, a więc tworzyły zręby sieci inteligentnych22. Trzeba podkreślić, że wraz z rozwojem koncepcji tych sieci na popularności zyskuje koncepcja mikrosieci, którą może być pojedyncze gospodarstwo domowe, wydzielony obszar lub grupa odbiorców o zbilansowanej konsumpcji i lokalnej generacji energii. Takie mikrosieci tworzyłyby podbudowę do funkcjonowania nowoczesnego systemu działającego w skali makro. Inteligentne domy Dzięki możliwości wytwarzania energii elektrycznej na małą skalę za pomocą paneli fotowoltaicznych, małych turbin wiatrowych lub małych elektrowni wodnych, w pełni integrowalnych z siecią elektroenergetyczną i łączonych z nią na zasadzie plug-and-play,

Rys. 1. Artystyczna wizja Smart Grid Źródło: http://svtechtalk.com/cleantech/smart-grid/

zmieni się zupełnie pojęcie inteligentnego domu. Dotychczas używając tego terminu, mieliśmy na myśli przyjazny użytkownikowi dom, w którym pewne czynności, takie jak opuszczanie rolet wraz z zapadnięciem zmierzchu czy zapalanie świateł na posesji, odbywają się automatycznie, zwalniając domownika od myślenia o tych czynnościach. Obecnie pojęcie inteligentnego domu poszerza się o aspekt autonomii energetycznej – taki dom nie tylko ma własne źródła zasilania, ale też zdolny jest do przekazywania nadmiaru wytwarzanej energii, a sieć elektroenergetyczną traktuje jako źródło rezerwowe. Dotychczasowy tradycyjny, bierny konsument energii elektrycznej zaczyna więc pełnić rolę prosumenta, czyli aktywnego konsumenta, zdolnego nie tylko do konsumowania, ale także do wytwarzania energii elektrycznej23. Aktywny współtwórca energii będzie się posługiwał nowoczesnymi technologiami, takimi jak bezprzewodowe ładowanie akumulatorów zasilających samochód i inne

22 23

24 25

urządzenia domowe, ale rozwój techniki nie będzie wymagał od niego specjalistycznej wiedzy. Pojawi się za to rynek specjalistów obsługujących rozproszony system energetyczny – zapotrzebowanie na kadry z zakresu elektryczności będzie więc z pewnością rosło.

1. elastyczność systemu energetycznego pod kątem potrzeb konsumentów energii 2. stabilność systemu energetycznego związana z bilansowaniem się zasobów energii z różnych źródeł oraz w różnych okresach czasowych, takich jak pora roku lub pora dnia 3. niezawodność i sprawność źródeł energii. Warto zauważyć, że współcześnie prowadzi się też badania nad przesyłaniem energii w formie bezprzewodowej za pomocą pola elektromagnetycznego i zjawiska rezonansu. Możliwe jest przekazywanie energii do takich urządzeń, jak laptop czy telewizor, a w przyszłości być może będzie możliwe na większe odległości i w większej skali. Problem, który mają do rozwiązania naukowcy, to wpływ pola magnetycznego o tak dużym natężeniu na organizmy żywe, w tym również oczywiście na organizm człowieka25.

Rys. 2. Koncepcja inteligentnego domu, który w przyszłości nie będzie się ograniczał do sterowania urządzeniami domowymi źródło: http://telbit24.pl/public/images/editor/image/ Obrazki%20rozne/inteligentny%20dom.png

W kontekście minielektrowni i autonomicznych systemów prosumenckich pojawia się jednak istotny problem: jak rozwiązać kwestię magazynowania energii elektrycznej? Energię elektryczną łatwo jest pozyskiwać, przetwarzać, użytkować, ale trudno magazynować. W skali dużych systemów elektroenergetycznych rozwiązywano tę niedogodność, budując np. elektrownie szczytowo-pompowe. Jednostkowo takie inicjatywy są nieopłacalne ekonomicznie, ale stanowią ważny czynnik zapewnienia stabilności systemu elektroenergetycznego i swego rodzaju rezerwuar energii w sytuacjach nagłego zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną, np. podczas masowych imprez, takich jak mecze w ramach Euro 2012. Być może w przyszłości problem magazynowania energii elektrycznej rozwiążą superkondensatory. Być może budowane będą całe farmy superkondensatorów lub superakumulatorów? Sieci przesyłowe Zarządzanie energią elektryczną to nie tylko jej wytwarzanie i przechowywanie, ale przede wszystkim dystrybucja, która w przyszłości musi być prowadzona przy minimalnych stratach. Pozwolą na to z pewnością masowo budowane linie wysokiego napięcia stałego HVDC24. Będzie to jednak wymagało zastosowania w większej niż dotychczas skali urządzeń energoelektronicznych. Rozwój energoelektroniki pozwoli jednak lepiej gospodarować energią i odpowiadać na takie potrzeby, jak:

Rys. 3. Żarówka zasilana bezprzewodowo w laboratorium firmy Intel Źródło: http://www.chip.pl/images/sprzet/ WRELLightbulb1.jpg/image_preview

Energetyka termojądrowa Przedstawiona wizja elektroenergetyki wydaje się bardzo skomplikowana technicznie, wymaga bowiem funkcjonowania wielu różnych typów elektrowni, skomplikowanego zarządzania i dystrybucji energii. Niewykluczone, że przyszłość elektroenergetyki będzie znacznie prostsza – być może opierać się ona będzie na znanej nauce, ale wymagającej wielkich nakładów finansowych, energetyce termojądrowej. Podstawowym warunkiem realizacji reakcji syntezy termojądrowej jest wytworzenie odpowiednio wysokiej temperatury. Paliwem do reakcji termojądrowych jest np. deuter, ciężki izotop wodoru. Najpoważniejszym problemem w energetyce termojądrowej jest opanowanie reakcji termojądrowych przebiegających w sposób kontrolowany przez człowieka. Rozwiązanie tej kwestii napotyka duże trudności 26. Przeciwnicy inwestowania w rozwój energetyki termojądrowej argumentują brak celowości zajmowania się tą

http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_inteligentnych_sieci_energetycznych__ technologiczny_przelom_.html. Termin prosument został wprowadzony w 1980 roku przez amerykańskiego pisarza społecznego i futurystę Alvina Tofflera. Prosument to osoba, która ma szeroką wiedzę o produktach i usługach, i chce mieć udział w aktywnym tworzeniu produktów i usług. Prosument to aktywny konsument, który jest partnerem producenta, a komunikacja z nim przypomina nieustanny dialog, źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument. Dziś w Polsce jest tylko jedna taka linia łącząca Ustkę z Karlshamn w Szwecji, źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/Linia_wysokiego_napi%C4%99cia_pr%C4%85du_sta%C5%82ego. http://technologie.gazeta.pl/technologie/1,94881,7496870,Bezprzewodowe_przesylanie_pradu.html.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 85–93

dziedziną energetyki ogromnymi kosztami ekonomicznymi. Jednak dane dotyczące produkcji energii z różnych źródeł są bardzo wymowne: • 1 kg węgla daje do 7 kWh energii • 1 kg uranu daje od 70 000 kWh do 12 000 000 kWh energii • 1 kg deuteru w reakcjach syntezy mógłby wytworzyć 24 000 000 kWh (sic!). Ocenia się, że zasoby węgla są wystarczające na ok. 100 lat. Podobna sytuacja jest ze złożami ropy naftowej. Zasoby uranu mogą wystarczyć na kilkadziesiąt lat. W porównaniu z tymi danymi zapasy deuteru są właściwie niewyczerpalne. Wynoszą one około 1017 kg, co odpowiada zapasom energetycznym rzędu 1024 kWh. Jeśli przyjmiemy, że zużycie energii utrzyma się na poziomie dzisiejszym, to prosty rachunek wskazuje, że deuteru powinno starczyć na ok. 20 miliardów lat (sic!)27.

elektrycznej, z pewnością będzie zależało od mądrości korzystających z niej ludzi. Już dzisiaj jesteśmy świadkami ścierających się opcji i poglądów, których zwolennicy starają się przekonać do swoich racji, głosząc poglądy uznające lub przeczące wpływowi działalności człowieka na oblicze Ziemi. Najbardziej znanym zagrożeniem jest globalne ocieplenie prowadzące do topnienia lodowców, powstawania ogromnych huraganów i innych niszczycielskich klęsk żywiołowych. Co prawda, nie dowiedziono, że głównym sprawcą tego procesu jest człowiek, ale nie zmienia to faktu, że obserwowane w przyrodzie zmiany stanowią dla rozwoju człowieka wielkie niebezpieczeństwo. Według Stephena Hawkinga, jednego z najwybitniejszych fizyków naszych czasów, „globalne ocieplenie jest obecnie (...) zagrożeniem (...) większym nawet od wszystkich arsenałów jądrowych razem wziętych”30. Gdyby w przyszłości sprawdziła się pesymistyczna wizja energetyki, zakładająca bierność człowieka wobec wyzwań, jakie stawia natura, dożylibyśmy prawdopodobnie czasów, w których po wyczerpaniu się źródeł ropy naftowej masowo uruchamiane byłyby zakłady przetwarzające węgiel na benzynę. Pozostałe źródła energii byłyby wykorzystywane marginalnie. Na skutek olbrzymiej emisji dwutlenku węgla, w bardzo szybkim tempie zmieniałby się klimat, przynosząc coraz więcej klęsk żywiołowych, takich jak powodzie, tsunami lub katastrofalne susze, również w regionach nieodpowiedzialnych bezpośrednio za te zmiany.

Rys. 4. Pojedyncza reakcja fuzji deuteru i trytu, w której powstaje hel, neutron i wydzielana jest energia 17,6 MeV Źródło: http://pl.wikipedia.org/w/index. php?title=Plik:Deuterium-tritium_fusion. svg&filetimestamp=20091128202729

Energetyka termojądrowa jest więc kuszącą technologią. W Unii Europejskiej do końca XX wieku zainwestowano w nią blisko 10 miliardów euro, a najnowszy eksperymentalny reaktor ITER będzie kosztował zbliżoną sumę28. Istotnym plusem energetyki termojądrowej jest fakt, że koszt pozyskiwania energii nie będzie rósł wraz z instalowaną mocą29. Może więc energetyka termojądrowa jest rozwiązaniem problemów ludzkości? Przyszłość w ciemnych czy jasnych barwach? To, jak będzie wyglądała przyszłość energii

26 27 28 29 30 31

http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html. http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html. http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64. Ibidem. http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=185&lng=pl. http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64.

Rys. 5. Fala tsunami w japońskiej prefekturze Fukushima w marcu 2011 roku Źródło: http://fakty.interia.pl/raport/kataklizm-w-japonii/galerie/kataklizm-w-japonii/fukushima-zalana-przez-14-metrowa-fale/zdjecie/ duze,1432027

W tej pesymistycznej wizji świat przeżywałby nie tylko katastrofy klimatyczne, być może na skalę kontynentów, ale także konflikty i wojny na tle dostępu do surowców energetycznych, a to oznaczałoby zniszczenia i miliony uchodźców31. Tak pesymistyczna wizja przyszłości oczywiście nie musi się spełnić, jednak trzeba mieć świadomość,

że dostępne i znane ludziom konwencjonalne źródła energii, takie jak węgiel i ropa naftowa, mogą niedługo się skończyć lub dostęp do nich może być w poważnym stopniu utrudniony, co znacznie podniesie ceny energii i będzie oznaczało zmianę postaw i świadomości społeczeństw wobec korzystania z energii, także elektrycznej. Trzeba więc pracować nad pozyskiwaniem energii z nowych źródeł, które być może dzisiaj nie stanowią cudownej alternatywy ze względu na koszty, ale są możliwe do realizacji. Dzieci Matki-Ziemi W optymistycznym scenariuszu przyszłości elektroenergetyki spełnią się z pewnością wszystkie omówione w tym tekście koncepcje. W 2050 roku wielu z nas będzie mieszkać w inteligentnych domach, które nie tylko pozwolą na komfort przebywania w nich, ale też umożliwią racjonalne gospodarowanie energią, która będzie mogła być wytwarzana w przydomowej elektrowni. Będziemy posługiwać się bezprzewodowo zasilanymi urządzeniami, nie martwiąc się o ich ładowanie. Nawet jeśli przemieszczać się będziemy na otwartych przestrzeniach, to wracając do domu, naładujemy nasze urządzenia w stacjach ładujących. System informatyczny zatroszczy się o taki sposób zarządzania energią, który będzie zgodny z naszymi potrzebami i trybem życia. Zmieni się świadomość społeczna – postawę biernego odbiorcy energii zastąpi aktywna postawa uczestnika procesu jej wytwarzania i przede wszystkim zarządzania jej dystrybucją. Poczucie współodpowiedzialności za losy środowiska naturalnego będzie miało wreszcie swój prawdziwy wymiar. Potrzebna będzie masowa edukacja w tym zakresie oraz przygotowanie kadr w nowych zawodach, takich jak specjalista w dziedzinie energetyki odnawialnej i integrator usług infrastrukturalnych. Krajobraz naszego kraju i innych państw, nie tylko Europy i Ameryki, zmieni się nie do poznania. Wszędzie będziemy widzieli lasy wiatraków i paneli słonecznych, na polach dojrzewać będą rośliny energetyczne, a linie przesyłowe energii elektrycznej będą subtelniej wtapiać się w środowisko. Nasze otoczenie będzie czystsze, mniej skażone dwutlenkiem węgla, dzięki czemu i my, i zwierzęta, będziemy czuli się na naszej Matce-Ziemi lepiej. Być może to tylko marzenie, ale to dzięki marzeniom człowiek wspinał się na wyżyny swych możliwości. To dzięki marzeniom o lataniu możemy dzisiaj podróżować po świecie nowoczesnymi samolotami, to właśnie marzenia umożliwiły rozwój astronautyki i loty na Księżyc, a już w niedalekiej przyszłości pozwolą człowiekowi stanąć na Marsie. To w końcu wielkie wizje takich ludzi jak Steve Jobs zrewolucjonizowały elektronikę i informatykę. Dlatego warto marzyć

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 85–93

– być może świat roku 2050 w niczym nie będzie przypominał dzisiejszego – będzie po prostu lepszy i piękniejszy. Bibliografia 1. Cieśla A., Hanzelka Z., Inteligentne systemy elektroenergetyczne, źródło: http://www.smartgrid.agh. e d u . p l / i n d e x . p hp / 8 4 - s m g r i d - roz n e / 1 0 4 - i nte l i ge nt n e - s y s te my elektroenergetyczne-ang-smart-grid. 2. Kardasz A., Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego, publikacja nr 7708 na rok szkolny 2009/2010, źródło: http://www.publikacje.edu.pl/ publikacje.php?nr=7708. 3. Kop J., Kucharska M., Szkurłat E., Geografia, część 2, Zakres podstawowy, Warszawa 2007. 4. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku, źródło: http://www.mg.gov.pl/files/ upload/8134/Polityka%20energetyczna%20ost.pdf. 5. Popczyk J., Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, nr 1, źródło: http://actaenergetica.org/pl/ wp-content/uploads/2011/11/str.-7-22J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGET YKA.-Kontekst-ekologicznoenergetyczny1.pdf. 6. Prezentacja Polskiej Izby Gospodarczej Energii Odnawialnej pt. „Energetyka odnawialna. Czy Polska posiada odpowiednie zasoby i infrastrukturę?”, źródło: http://change.kig.pl/energia_ odnawialna.php#k2.

7. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku, załącznik 2 do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, źródło: http://www.mg.gov.pl/files/ upload/8134/Prognoza%20zapotrze-bowania%20na%20paliwa%20i%20 energie-ost.pdf. 8. Tytko R., Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcących się w zawodzie technik elektryk, Wydawnictwo Dimikor, 2009. 9. Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku. 10. http://www.mg.gov.pl/NR/rdonlyres/5474D2C2-2306-42B0-B15A-7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf. 11. http://energiaodnawialna.republika.pl/. 12. http://energiealternatywne.blogspot. com/2011/09/jak-wielkie-sa-mozliwosci-zastapienia.html. 13. http://fakty.interia.pl/raport/kataklizm-w-japonii/galerie/kataklizm-w-japonii/fukushima-zalana-przez-14-metrowa-fale/zdjecie/ duze,1432027. 14. http://pl.wikipedia.org/w/index.php?title=Plik:Deuteriumtritium_fusion. svg&filetimestamp=20091128202729. 15. http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument. 16. http://pl.wikipedia.org/wiki/Sozologia. 17. h t t p : / / p l . w i k i p e d i a . o r g / w i k i / Telewizja_Polska. 18. http://svtechtalk.com/cleantech/ smart-grid. 19. http://telbit24.pl/public/images/ editor/image/Obrazki%20rozne/inteligentny%20dom.png. 20. http://www.100percentrenewables.eu. 21. http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/ term.html.

22. http://www.chip.pl/images/sprzet/ WRELLightbulb1.jpg/image_preview. 23. http://www.chronmyklimat.pl/energetyka/polityka-energetyczna/9191-energetyczna_mapa_drogowa_2050___ku_ dostatniej__niskoemisyjnej_europie. 24. http://www.cire.pl/r ynekenergii/ podstawa.php?smid=207. 25. http://www.edf.com/html/panorama/ medias/images/durable/solid/reacteur_ iter.jpg. 26. http://www.energie-odnawialne.net/ index.php/plany-energetyczne-polski. html. 27. http://www.indexmundi.com/g/g. aspx?v=81&c=xx&l=en. 28. http://www.klimatdlaziemi.pl/index. php?id=185&lng=pl. 29. http://www.stat.gov.pl. 30. http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiadomosc.html. 31. h t t p : / / w w w. u r e . g o v. p l / p o r t a l / pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_ inteligentnych_sieci_energetycznych_ technologiczny_przelom_.html. 32. h t t p : / / z i e m i a n a r o z d r o z u . p l / artykul/1987/niemiecka-produkcjapradu-z-paneli-slonecznych-wzrosla-w2011-roku-o-60-procent. Publikacja pokonkursowa Artykuł został wyróżniony pierwszą nagrodą w konkursie „Energia elektryczna w przyszłości. Wizja roku 2050”, zorganizowanego przez spółkę ENERGA SA.

Sławomir Królikowski Zespół Szkół Elektrycznych we Włocławku e-mail: slawek.krolikowski@o2.pl Uczeń klasy IV Zespołu Szkół Elektrycznych we Włocławku. Finalista Olimpiady Wiedzy o Planowaniu i Zarządzaniu Karierą Zawodową (2011) oraz uczestnik wielu konkursów zawodowych i tematycznych. Błażej Walczak Politechnika Gdańska e-mail: blazej19992@o2.pl Absolwent Zespołu Szkół Elektrycznych we Włocławku (2012), obecnie student Politechniki Gdańskiej. Uczestnik i laureat konkursów oraz olimpiad, a także zawodów robotów MiniSumo. Adrian Wójcik Politechnika Gdańska e-mail: adriano.16.92@o2.pl Absolwent Zespołu Szkół Elektrycznych we Włocławku (2012), obecnie student Politechniki Gdańskiej. Finalista olimpiad i uczestnik wielu konkursów tematycznych i zawodowych, stypendysta. Andrzej Aftański mgr inż. i dr nauk humanistycznych

Zespół Szkół Elektrycznych we Włocławku e-mail: aaftanski@o2.pl Nauczyciel dyplomowany teoretycznych przedmiotów zawodowych w Zespole Szkół Elektrycznych we Włocławku, mgr inż. elektroniki i telekomunikacji, dr nauk humanistycznych w zakresie pedagogiki, pomysłodawca i organizator miejskiego konkursu technicznego dla młodzieży, opiekun finalistów i laureatów wielu olimpiad.

100

101

102

Power Engineering Quarterly