Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 01/2009

01/2010 numer 3/rok 2

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetykównergeticaact

Patronat

ENERGA S.A.

Redaktor Naczelny

Rada Naukowa

www. actaenergetica.org

Korekta

Patronat

ENERGA S.A.

Redaktor Naczelny

Rada Naukowa


Korekta

4

16

26

38

48

60

70

80

w numerze

STEROWANIE MASZYNĄ DWUSTRONNIE ZASILANĄ PRACUJĄCĄ, JAKO GENERATOR W ELEKTROWNI WIATROWEJ PRZY ZAPADACH NAPIĘCIAdr inż. Krzysztof Blecharz

BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ. CZĘŚĆ I: PRACA WYDZIELONA KSEmgr inż. Krzysztof Dobrzyński

BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ. CZĘŚĆ II: SYNCHRONICZNA PRACA KSE Z UCTEmgr inż. Krzysztof Dobrzyński

UDZIAŁ FARM WIATROWYCH W REGULACJI NAPIĘCIA W SIECI DYSTRYBUCYJNEJdr inż. Jacek Klucznik

ENERGETYKA ROZPROSZONA W SCENARIUSZACH ROZWOJOWYCH POLSKIEJ ELEKTROENERGETYKI DO 2020 ROKUdr inż. Henryk Kocot

DROGA DO SMART GRIDmgr inż. Robert Masiąg

SUPERKONDENSATORY JAKO MATERIAŁ DO MAGAZYNOWANIA ENERGIIdr hab. Anna Lisowska-Oleksiak; mgr inż. Andrzej Nowak;mgr inż. Monika Wilamowska

NOWOCZESNE ELEKTROWNIE FOTOWOLTAICZNE Z ZASOBNIKAMI ENERGII POŁĄCZONE Z SYSTEMEM ELEKTROENERGETYCZNYMprof. dr hab. inż. Antoni Dmowski; mgr inż. Kamil Kompa; mgr inż. Łukasz Rosłaniec; mgr inż. Bernard Szymański

Żyjemy w świecie opisanym hasłami i określeniami, które w założeniu są synonimami produktów lub działań nie zawsze precyzyjnie je definiującymi. Dotyczy to również energetyki i elektroenergetyki. Przykładowo w programach Unii Europejskiej znajduje się działanie zwane Intelligent Energy for Europe. Budowane są sieci elektroenergetyczne nazywane Smart grids. Realizowane są programy nazywane Smart metering. Słowa smart, intelligent, ale również przedrostki bio-, a zwłaszcza eco- w różnych konfiguracjach stają się identyfikatorami no-wych technologii i produktów, a w domyśle identyfikatorami czy też obietnicami bezpieczeństwa, zmniejszania kosztów i dalej szczęśliwej, lepszej przyszłości.

Określenia te czasami, tak jak wspomniana intelligent energy, nie mają sensu fizycznego. Nie ma bowiem w technice (fizyce) energii inteligentnej, tak jak nie ma inteligentnej siły, masy, prędkości czy odległości.

Czasami pojęcia te, pomimo powszechnego używania, nie są precyzyjnie zdefiniowane. Ma to na przykład miejsce w przypadku Smart grids, gdzie proces dochodzenia do powszechnie akceptowanej definicji jeszcze trwa. Jako przykład podaję jedną z definicji, opracowaną przez European Technology Platform SmartGrids: The smart grids are „electricity networks that can intelligently integrate the behaviour and actions of all users connected to it – generators, consumers and those that do both – in order to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies”. Warto tu zwrócić uwagę na wszechobecne słowo intelligent.

Czasami określenia te, jak ma to miejsce w przypadku Smart metering, ale też Smart grids, obiecują w potocznym tych słów rozumieniu znacznie więcej, niż opisywane systemy są w stanie zaoferować. Przykładowo Smart metering w realizowanym obecnie zakresie oznacza w istocie tylko – a może aż – system składający się z liczników pomiarowych energii pozwalających na zdalną komunikację z centrum rozliczeniowym i systemu przetwarzania informacji pomiarowych. W swojej rozwiniętej postaci, tj. z dwukierunkową komunikacją z liczni-kami pomiarowymi energii, może oznaczać również system sterowania przez operatora systemu mocą i energią pobieraną przez odbiorców. Czy zasługuje to na określenie smart lub intelligent? Z punktu widzenia techniki – nie. Gwoli ścisłości i na marginesie należałoby wspomnieć, że pojęcie inteligencji również nie doczekało się powszechnie akceptowanej, jednoznacznej definicji. Test Turinga maszyny inteligentnej (systemu inteligentnego) ze względów oczywistych nie znajduje tu zastosowania.

Określenia te, co jest zapewne założeniem twórców, są jednak skompresowaną kwintesencją nowoczesno-ści o dużej sile oddziaływania społecznego. Jest to niewątpliwie ich zaletą i siłą. Pewnym niebezpieczeństwem jest tu jednak możliwość nadinterpretacji tych pojęć przez ich odbiorców, co w dalszej konsekwencji może pro-wadzić do rozczarowań.

Ponieważ pojęcia tak jak towar ulegają zużyciu, ciekawe jest, jak nazywane będą tego typu systemy w przy-szłości, gdy słowa smart i intelligent się zdewaluują. W tym jednak przypadku również należy wierzyć w ludzi.

Bez względu jednak na używaną terminologię i stosunek do niej (powyższych treści nie należy traktować jako negację, a raczej jako spostrzeżenie) systemy energetyczne i elektroenergetyczne rozwijają się i będą się rozwijać. Rozwój ten niewątpliwie zmierza w kierunku systemów rozproszonych, z zachowaniem jednak jeszcze w stosunkowo długim okresie, dużych źródeł energii. Jednym z wielu przyczynków tego rozwoju są prezentowa-ne w 3 numerze Acta Energetica artykuły. Zapraszam do lektury.

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośnyredaktor naczelny Acta Energetica

4

Autorzy / Biografie

Krzysztof BlecharzGdańsk / Polska

Studia ukończył na Wydziale Elektrycznym Poli-techniki Częstochowskiej (2002). Stopień naukowy doktora uzyskał na Politechnice Gdańskiej na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki (2008). Obecnie zatrudniony jest na stanowisku adiunkta w Katedrze Wysokich Napięć i Aparatów Elektrycznych PG. Główne zaintereso-wania badawcze dotyczą obszarów: sterowania napędem elektrycznym, układów generatorowych z maszyną dwustronnie zasilaną, nowoczesnych elektrowni wiatrowych, przekształtników energo-elektronicznych dużych mocy.

Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

5Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą

jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

Streszczenie

W artykule przedstawiono problematykę dotyczącą sposobów regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej, pracującej jako generator w elektrowni wiatrowej. Poru-szono problem działania generatora w przypadku pojawie-nia się zakłóceń napięcia po stronie systemu elektroener-getycznego w postaci zapadu napięcia. Zaprezentowano

układy regulacji mocy oparte na modelach multiskalarnych maszyny asynchronicznej, umożliwiające rozszerzenie za-kresu nieprzerwanej pracy generatora w przypadku poja-wienia się zapadu napięcia na przyłączu elektrowni wiatro-wej do systemu.

STEROWANIE MASZYNĄ DWUSTRONNIE ZASILANĄ, PRACUJĄCĄ JAKO GENERATOR W ELEKTROWNI WIATROWEJ PRZY ZAPADACH NAPIĘCIA

dr inż. Krzysztof Blecharz / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP

Nowoczesne układy generatorowe, wykorzystywane obecnie w elektrowniach wiatrowych, umożliwiają przekazywanie energii elektrycznej do sieci w szerokim zakresie zmian prędkości turbiny wiatrowej. Praca ma-szyny w szerokim zakresie prędkości obrotowej wału generatora pozwala na ograniczenie naprężeń mecha-nicznych zarówno na wale, jak i przekładni mechanicznej oraz zwiększenie efektywności wykorzystania turbiny wiatrowej. W elektrow niach wiatrowych dużych mocy jako generatory stosuje się maszyny indukcyjne pierście-niowe, w których wirnik zasilany jest przez przekształtnik energoelektroniczny umożliwiający dwukierunkowy przepływ energii, natomiast stojan połączony jest bezpośrednio z siecią elektroenergetyczną (rys. 1). W literatu-rze rozwiązania tego typu nazywane są układami generatorowymi z maszyną dwustronnie zasilaną.

Rys. 1. Elektrownia wiatrowa z maszyną dwustronnie zasilaną – rozpływ energii przy prędkości nadsynchronicznej

Główną zaletą, która wyróżnia tego typu rozwiązania w stosunku do innych, jest moc przekształtnika za-silającego wirnik, stanowiąca ok. 30% mocy znamionowej całego generatora. Ma to duże znaczenie ze względu na koszt konstrukcji przekształtnika w obwodzie wirnika, przy stale rosnących mocach jednostkowych instalo-wanych elektrowni wiatrowych.

Dużą wadą układów generatorowych z maszyną dwustronnie zasilaną jest ich czułość na zakłócenia napię-cia po stronie stojana.

Pomiędzy wirnikiem i stojanem występuje sprzężenie magnetyczne, to sprawia, że zakłócenia napięcia, pochodzące od strony systemu elektroenergetycznego, są bezpośrednio transformowane na stronę wirnika. Za-

�

ir

Pm

Ps

Pr

Pss

Psr

udc

i s

Przekształtnikmaszynowy

~- ~

-

ips

Przekształtniksieciowy

sieć

6

kłócenia napięcia w istotny sposób wpływają na działanie przekształtnika zasilającego wirnik generatora i mogą doprowadzić do jego uszkodzenia.

Do najczęściej występujących zakłóceń w pracy systemu elektroenergetycznego należą zwarcia. Bezpo-średnim efektem zwarć są spadki napięcia na elementach sieci przesyłowej i występowanie zapadów napięcia w węzłach systemu.

Cechą charakterystyczną maszyny dwustronnie zasilanej są słabo tłumione oscylacje strumienia będące efektem zapadu napięcia po stronie stojana. Oscylacje strumienia przekładają się bezpośrednio na oscylacje mocy przekazywanej do systemu. Jest to zjawisko niekorzystne.

Zadaniem układu regulacji generatora, w normalnych warunkach pracy, jest możliwość niezależnej regula-cji mocy czynnej i biernej, przy zachowanych parametrach jakości generowanej energii [1].

Jeśli wystąpi zakłócenie napięcia po stronie sieci elektroenergetycznej, układ regulacji generatora po-winien działać prawidłowo w zakresie wynikającym z ograniczeń konstrukcyjnych przekształtnika w obwodzie wirnika oraz tłumić oscylacje mocy wyjściowej przekazywanej do systemu. Pozwala to na aktywne oddziaływanie elektrowni wiatrowej w kierunku stabilizacji napięcia na przyłączu do sieci poprzez dostarczanie mocy biernej.

W przepisach operatorów sieci przesyłowych w różnych krajach [2, 3] zawarto wytyczne dotyczące nie-przerwanej pracy elektrowni wiatrowej w sytuacji wystąpienia zapadu napięcia.

Spełnienie warunków narzuconych przepisami poszczególnych operatorów umożliwia utrzymanie w sys-temie możliwie dużej liczby turbin wiatrowych. Zmniejsza to tym samym ryzyko wygenerowania dodatkowego zakłócenia lub destabilizacji systemu.

Prezentowane w literaturze struktury układów regulacji mocy można podzielić ze względu na rodzaj sto-sowanych metod sterowania. Do największej grupy układów regulacji można zaliczyć rozwiązania oparte na technice sterowania polowo zorientowanego (ang. FOC) oraz układy wykorzystujące metodę bezpośredniego sterowania momentem (ang. DTC).

Mniejszą grupę układów regulacji stanowią rozwiązania wykorzystujące technikę sterowania nieliniowego z modelami multiskalarnymi maszyny dwustronnie zasilanej, opracowane na Politechnice Gdańskiej [4].

2. MODEL MATEMATYCZNY UKŁADU ELEKTROWNI WIATROWEJ

W celu badania dynamiki działania układów regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej oraz reakcji układu generatora na występowanie symetrycznych zapadów napięcia po stronie systemu elektroenergetyczne-go opracowano model matematyczny układu elektrowni wiatrowej.

Rys. 2. Schemat modelu elektrowni wiatrowej

Model matematyczny układu zawiera kilka elementów: uproszczony model sieci elektroenergetycznej, model filtra, funkcjonalny model dwukierunkowego przekształtnika w obwodzie wirnika oraz model maszynydwustronnie zasilanej.

Do opisu dynamiki modelu maszyny dwustronnie zasilanej zastosowano równania wektorowe jak dla ma-szyny monoharmonicznej w postaci [4]:

(1)

�

MDZG

RgLgRnetLnet

Cf

Cd

is

igi net

idridg

unet

model MDZmodel przekształtnika dwukierunkowego

model sieci i filtra na wyjściuelektrowni wiatrowej

Pgsc Pr

� SS SS S a

du R i jd


7

(2)

(3)

(4)

(5)

gdzie: – wektory przestrzenne strumieni stojana i wirnika, – wektory przestrzenne prądów stojana i wirnika, – wektory przestrzenne napięć stojana i wirnika, RS, RR – rezystancje uzwojeń stojana i wirnika, τ – czas względny, ωm – prędkość kątowa wirnika, ωa – prędkość kątowa wirowania układu odniesienia, J – moment bezwładności wirnika, mo – moment napędowy na wale maszyny.

Szczegółowy opis pozostałych elementów modelu matematycznego, w postaci układu równań różniczko-wych, przedstawiono w pracy [5].

3. MODEL MULTISKALARNY MASZYNY DWUSTRONNIE ZASILANEJ

Do syntezy układu regulacji mocy generatora korzystne jest zastosowanie modelu multiskalarnego maszy-ny asynchronicznej pierścieniowej, zaproponowanego w pracy [6].

Model multiskalarny typu „z” maszyny dwustronnie zasilanej powstaje w wyniku przyjęcia zmiennych sta-nu zależnych od wartości wektorów strumienia stojana i prądu wirnika oraz kąta zawartego pomiędzy tymi wek-torami, zmienne stanu są natomiast niezależne od układu współrzędnych. Zmienne przyjmują postać:

(6)

(7)

(8)

(9)

Wyznaczając pochodne zmiennych multiskalarnych z wykorzystaniem równań wektorowego modelu mate-matycznego maszyny (1)–(5), uzyskuje się układ nieliniowych równań różniczkowych modelu multiskalarnego [6]:

(10)

(11)

(12)

(13)

gdzie:

(14)

� rR rR R a m

du R i j( )d

� *mS S o

dJ Im i md

� S RS S mL i L i

� R SR R mL i L i

�S R, �

S Ru , u�

S Ru , u

�11 rz

� 12 sx ry sy rxz i i

� 221 Sz

� 22 sx rx sy ryz i i

� 11 m12 0

S

dz L 1z md JL J

� 12 m s m12 11 22 11 21 r1 sf1 si1

V

dz 1 L L Lz z z z z u u ud T w w w

� 21 S S m21 22 sf 2

S S

dz R R L2 z 2 z 2ud L L

� 2 222 S m S m 12 22 S m

22 21 11 12 r2 sf 2 si2V S S 21

dz 1 R L R L z z L Lz z z z u u ud T L w L z w w

� r1 ry sx rx syu u u

Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia

8

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

Moc czynną i bierną maszyny dwustronnie zasilanej po stronie stojana, w stanie ustalonym generatora, można wyrazić za pomocą przyjętych zmiennych multiskalarnych w następujący sposób [6]:

(21)

(22)

4. UKŁADY REGULACJI MOCY MASZYNY DWUSTRONNIE ZASILANEJ

Do syntezy układu regulacji zastosowano model multiskalarny typu „z” maszyny dwustronnie zasilanej. W układzie regulacji mocy generatora można stosować różne typy regulatorów. W pracy [4] do regulacji mocy czynnej i biernej zastosowano kaskadowo połączone cztery regulatory typu PI, po dwa w torze regulacji mocy czynnej i biernej. W przypadku zastosowania regulatorów typu PI niezbędna jest linearyzacja równań maszyny poprzez zastosowanie bloku odsprzężenia [4]. Niestety, ten układ regulacji nie umożliwia tłumienia oscylacji mocy przekazywanej do systemu wywołanych zapadem napięcia po stronie sieci [5].

W celu poprawy działania układu regulacji zaproponowano zastosowanie w torach regulacji nieliniowego regulatora ślizgowego, opartego na technice sterowania ślizgowego. Schemat struktury regulacji zaprezento-wano na rys. 3 [7]. Zastosowanie regulatora ślizgowego powoduje pojawienie się w przebiegach wielkości re-gulowanych oscylacji o małej amplitudzie i dużej częstotliwości oraz możliwości występowania stałej wartości średniej błędu. Jest to cecha charakterystyczna układów z regulatorami ślizgowymi i jest wywołana efektem szybkich przełączeń wewnątrz struktury regulatora.

Jednym z rozwiązań umożliwiających ograniczenie tego zjawiska jest wymuszenie ruchu ślizgowego w dodatkowej pomocniczej pętli sprzężenia zwrotnego, obejmującego swoim działaniem obserwator zmien-nych sterowanych. Struktura układu regulacji mocy generatora oparta na tym podejściu algorytmicznym została przedstawiona na rys. 4. Opis matematyczny obserwatora dynamiki zmiennych multiskalarnych zaprezentowano w pracy [9].

Sposób syntezy oraz struktura wewnętrzna regulatora ślizgowego została pokazana w pracy [7]. W obu proponowanych układach regulacji prędkość wału generatora była estymowana na podstawie pomiaru prądu wirnika w układzie współrzędnych wirnika, a następnie obliczenia tego samego prądu w układzie współrzędnych stojana [4].

� r2 rx sx ry syu u u

� sf1 sy sx sx syu u u

� sf 2 sx sx sy syu u u

� si1 sy rx sx ryu u i u i

� si2 sx rx sy ryu u i u i

� SV 2 2

S r m S S

L wTL R L R w R

�S 12

m

s

LP zL

�S 22

m

s s

L1Q zL L


9

�

SterownikwektorowyTransformacja

Układ regulacji falownika sieciowego

TransformacjaRegulator ślizgowy

Estymacja: kąta położenia wirnika, strumienia stojana, zmiennych modelu multiskalarne-go, mocy P i Q

Korekcja

Korekcja

ur1

ur2

sieć

MDZ

is��S

us��S

ir��R

z11, z12, z21, z22

usf1, usf2, usi1, usi2

�s��S

�RSest

�RSestK

ur�S ur�S

ur�R

ur�R

Pzad

Qzad

ps

qs

(+)

(+) (-)

(-)

(+)(+)

�

Sterownik wektorowy

Transformacja,korekcja

Układ regulacji falownika sieciowego

Transformacja,korekcjaRegulator ślizgowy

Odtwarzanie: kąta położenia wirnika, strumienia stojana, zmiennych modelu multiskalarne-go, mocy P i Q

ur1

ur2

sieć

MDZ

is��S

us��S

ir��R

z11, z12, z21, z22 usf1, usf2, usi1, usi2

ur�S ur�S

ur�R

ur�R

Pzad

Qzad

ps

qs

Obserwatorzmiennych

multiskalarnych

z12

z22

(-)

(-)(+)

(+)�s��S


Rys. 3. Schemat struktury układu regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej z regulatorem ślizgowym, oparty na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z”

Rys. 4. Schemat struktury układu regulacji mocy maszyny dwustronnie zasilanej z regulatorem ślizgowym i obserwatorem zmiennych multiska-larnych, oparty na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z”

10

5. STEROWANIE MOCĄ CZYNNĄ I BIERNĄ MDZ

W normalnym stanie pracy sieci elektroenergetycznej, w którym wartości wszystkich jej parametrów są zachowane w dopuszczalnych przedziałach [10], wartość mocy czynnej w elektrowni wiatrowej, która jest prze-kazywana do systemu, ustalana jest na wyjściu nadrzędnego układu regulacji mocy.

Wartość tej mocy uzależniona jest od siły wiatru oraz parametrów turbiny wiatrowej. Istotne znaczenie, z punktu efektywności pracy elektrowni wiatrowej, ma maksymalizacja mocy pozyskiwanej z wiatru. Zagadnienie to jest tematem wielu publikacji [12, 13].

W celu zapewnienia prawidłowego i stabilnego działania systemu energetycznego operatorzy systemu przesyłowego, w przypadku dużych jednostek wytwórczych, wymagają prognozowania wartości mocy czynnej, która może być przekazywana przez elektrownię wiatrową do systemu [3]. Ważnym elementem współpracy ge-neratora elektrowni wiatrowej z systemem przesyłowym jest dynamika regulacji mocy.

W przepisach [10] zawarte są wytyczne dotyczące szybkości zmiany mocy czynnej na przyłączu elek-trowni. Polski operator systemu przesyłowego wymaga, aby średni gradient zmiany mocy czynnej w czasie 1 minuty nie przekroczył 30% mocy znamionowej farmy wiatrowej, a układy regulacji poszczególnych jednostek generatorów powinny zapewnić zmniejszenie mocy czynnej do wartości co najmniej 20% mocy znamionowej w czasie mniejszym niż 2 s. W przypadku małych jednostek wytwórczych wymagania te określane są indywidu-alnie w umowie o przyłączenie.

Regulacja mocy biernej po stronie stojana, w normalnym stanie sieci, może być realizowana według dwóch odmiennych strategii.

W pierwszej strategii maszyna magnesowana jest przez składową magnesującą prądu wirnika, moc bierna generowana jest przez falownik maszynowy. Maszyna zasilana w ten sposób nie pobiera z sieci mocy biernej indukcyjnej. Generator pracuje przy współczynniku mocy równym jedności. Wartość mocy biernej zadanej do układu regulacji ustawiana jest na zero.

W drugiej strategii generator może pracować przy dowolnym możliwym do uzyskania współczynniku mocy. Wartość mocy biernej na wyjściu generatora elektrowni wiatrowej ustalana jest przez operatora farmy wiatrowej z uwzględnieniem aktualnej wartości generowanej mocy czynnej i wymaganego poziomu napięcia w punkcie przyłączenia elektrowni wiatrowej do systemu według zależności [11]:

(23)

gdzie: ΔQPCC oznacza wartość mocy biernej na przyłączu generatora do systemu w celu zapewnienia wy-maganego poziomu napięcia. Natomiast QS

max jest maksymalną wartością mocy biernej przy uwzględnieniu zna-mionowej mocy pozornej generatora i mocy czynnej dostarczanej do systemu i jest określona następująco:

(24)

Zgodnie z wymaganiami stawianymi przez operatorów sieci przesyłowych, w normalnych warunkach pracy generator elektrowni wiatrowej podłączony do systemu elektroenergetycznego musi mieć możliwość pracy ze współczynnikiem mocy w zakresie od 0,975 o charakterze indukcyjnym do 0,975 o charakterze pojemnościowym [10], w pełnym zakresie obciążenia.

Zmiana wartości mocy czynnej i biernej na wyjściu generatora, w szerokim zakresie współczynnika mocy cos(φ), jest związana ze zmianami napięcia zasilania wirnika generatora. Napięcie generowane przez przekształt-nik zasilający wirnik maszyny jest funkcją zadanych wartości mocy czynnej i biernej oraz poślizgu wału generato-ra. Wartość tego napięcia można wyrazić za pomocą zależności zapisanej wektorowo w postaci:

(25)

Zależność (25) uzyskano na podstawie równań wektorowych generatora (1) – (5) w stanie ustalonym dla układu współrzędnych wirującym synchronicznie. Na rys. 5 i rys. 6 pokazano wartości amplitudy napięcia wirnika w zależności od prędkości obrotowej wału i punktu pracy generatora. Prezentowane wykresy uzyskano na pod-stawie zależności oraz wyrażeń na moc czynną i bierną po stronie stojana, parametryzując odpowiednio war-

� zad maxS S PCCQ min Q , Q

� 2 2max max zadS MDZ SQ S P

� 2R R S S mR R

SR S

m m

R jsL R jL sLR jsLu u ijL jL


11

tości mocy czynnej i biernej, zadawane w układzie regulacji mocy. Wartość mocy czynnej Ps = –0,5 jest równa mocy znamionowej generatora. Natomiast wartość mocy biernej Qs = 0,7 odpowiada mocy biernej indukcyjnej pobieranej przez stojan generatora w stanie, gdy wirnik maszyny nie jest zasilany.

Rys. 5. Amplituda napięcia wirnika w funkcji prędkości obrotowej wału i mocy czynnej Ps przy stałej wartości mocy biernej Qs

Rys. 6. Amplituda napięcia wirnika w funkcji prędkości obrotowej wału i mocy biernej Qs przy stałej wartości mocy czynnej Ps

Wykresy prezentowane na rys. 5 i rys. 6 umożliwiają oszacowanie zapasu wartości napięcia zasilania wir-nika możliwego do wygenerowania przez przekształtnik maszynowy, w zależności od punktu pracy generatora. Jest to szczególnie istotne z uwagi na możliwość kontynuowania ciągłej pracy generatora, w chwili wystąpienia zapadu napięcia sieci.

Regulacja mocy biernej po stronie stojana ma istotne znaczenie ze względu na sposób pracy maszyny dwu-stronnie zasilanej, przy zmianach napięcia sieci oraz w przypadku pojawienia się zapadu napięcia na przyłączu elektrowni. Wraz z obniżeniem wartości napięcia sieci zmniejsza się również obszar możliwej do wygenerowania przez generator mocy czynnej i biernej [8].

6. WYNIKI BADAŃ SYMULACYJNYCH I EKSPERYMENTALNYCH

W celu określenia prawidłowości działania zaproponowanych układów regulacji oraz słuszności przyjętego modelu matematycznego układu elektrowni wiatrowej przeprowadzono badania symulacyjne oraz eksperymen-talne.

Badania symulacyjne działania poszczególnych układów regulacji oraz reakcji generatora na symetryczny zapad napięcia, po stronie sieci, wykonano przy użyciu programu komputerowego napisanego w języku C++ w pakiecie programistycznym Borland C++ 4.5. Do rozwiązywania układu równań różniczkowych zastosowano metodę całkowania numerycznego Runge-Kutta IV rzędu. W programie symulacyjnym uwzględniono impulsowy charakter działania układów regulacji oraz algorytm modulacji szerokości impulsów, zarówno po stronie falow-nika maszynowego, jak i sieciowego. Wszystkie wielkości wyrażono w jednostkach względnych [4].

Badania eksperymentalne modelu elektrowni wiatrowej przeprowadzono na stanowisku laboratoryjnym, którego strukturę pokazano na rys. 7. Do badań wykorzystano maszynę dwustronnie zasilaną o mocy 2 kW oraz generator synchroniczny o mocy pozornej 20 kVA. Zapady napięcia sieci wymuszano poprzez krótkotrwałe załączenie symetrycznego trójfazowego odbiornika o małej rezystancji R3. Takie rozwiązanie umożliwiało uzy-skiwanie zapadów napięcia w szerokim zakresie głębokości oraz czasu ich trwania. W trakcie badań założono niezmienność prędkości obrotowej wału generatora elektrowni wiatrowej.

�

0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.30

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

|ur|

��

Ps= -0.2

Ps= -0.5Qs=0.7

�

0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.30

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

|ur|

��

Qs=-0.3

Qs=0.7

Ps= -0.5


12

Praca w układzie połączeń jak na rys. 7, gdzie energia wymieniana jest pomiędzy maszyną dwustronnie zasilaną, przekazującą energię pozyskaną na wale do generatora synchronicznego, jest niekorzystna ze względu na duże oscylacje mocy w układzie. Dlatego generator synchroniczny obciążono zewnętrznym trójfazowym od-biornikiem R1 o charakterze rezystancyjnym. Pozwoliło to na wyrównanie bilansu mocy w układzie.

Badania dynamiki działania prezentowanych układów regulacji polegały na wymuszaniu skokowych zmian wartości wielkości zadanych w torach regulacji mocy czynnej i biernej. Ocenie podlegał wpływ oddziaływania poszczególnych torów regulacji pomiędzy sobą oraz szybkość odpowiedzi na skoki mocy. W celu porównania właściwości dynamicznych badanych układów regulacji wszystkie układy poddawane były takiej samej sekwencji zmian wielkości zadanych. Wyniki badań symulacyjnych pokazano na rys. 8 i rys. 9. Krótki czas trwania sekwencji skokowej zmiany mocy czynnej i biernej wynikał z małych stałych czasowych generatora.

Badanie reakcji układu generatora na zapad napięcia sieci polegało na wymuszaniu symetrycznych zapa-dów napięcia, po stronie stojana maszyny, o różnej głębokości i czasie trwania. Ocenie została poddana zdolność kolejnych układów regulacji do tłumienia oscylacji mocy przekazywanej do systemu oraz zakres prawidłowej pracy układu regulacji.

Wyniki badań eksperymentalnych dla zapadów o czasie trwania równym 200 ms zostały pokazane na rys. 10 oraz rys. 11.

�MMDZG

sterowniktyrystorowy

R3R1

R2

M

konsola operatora Rys. 7. Schemat struktury

stanowiska laboratoryjnego

a) symulacja b)

�

-0.5

0ps

-1

0qs

0

2z11

1.0

1.5

0

1

z21

z22

0 50 100 czas [ms]

-0.5

0z12

-0.5

0ps

-1

0qs

0

2z11

1.0

1.5

0

1

z21

z22

-0.5

0z12

0 50 100 czas [ms]

Rys. 8. Przebie-gi mocy czynnej ps i biernej qs po stronie stojana MDZ oraz prze-biegi zmiennych multiskalarnych dla układu re-gulacji opartego na zależnościach modelu typu „z” z regulatorem ślizgowym a) i z regulatorem śli-zgowym i obser-watorem b)


13

Rys. 10. Reakcja MDZ na zapad napięcia o czasie trwania 200 ms i głębokości do 70% UN dla układu regulacji opartego na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z” z regulatorem ślizgowym (EKSPERYMENT)

�

0 50 100 czas [ms]

0

2

0

1

z21

z22

-0.5

0z12

Rys. 9. Przebiegi zmiennych multiskalarnych odtworzonych w obserwatorze, przebiegi jak dla zdarzenia pokazanego na rys. 8b

�

-0.50

0.5ps

-101

qs

0

1ωr

-0.50

0.5z12

-202uab

isc

irb

0 200 400 czas [ms]

ubcuca

-0.50

0.5isa

isb

0-202ira

irc


14

Rys. 11. Reakcja MDZ na zapad napięcia o czasie trwania 200 ms i głębokości do 60% UN dla układu regulacji opartego na zależnościach modelu multiskalarnego typu „z” z regulatorem ślizgowym i obserwatorem (EKSPERYMENT)

7. PODSUMOWANIE

Na podstawie przeprowadzonych badań można stwierdzić, że opracowane układy regulacji umożliwiają niezależną regulację mocy czynnej i biernej po stronie stojana maszyny dwustronnie zasilanej. Układy regulacji charakteryzują się dużą dynamiką działania, odpowiedź układów regulacji na skokowe zmiany wartości zadanych mocy, w poszczególnych torach regulacji, jest bardzo szybka. W przypadku wystąpienia zapadów napięcia sieci układy regulacji umożliwiają ciągłą nieprzerwaną pracę generatora. Zakres prawidłowej pracy generatora uzależ-niony jest od dopuszczalnego maksymalnego napięcia po stronie wirnika, które może być wygenerowane przez przekształtnik maszynowy. Spośród badanych układów regulacji układ z regulatorem ślizgowym i obserwatorem charakteryzuje się najlepszymi właściwościami tłumienia oscylacji w przebiegach mocy wyjściowej.

�

-101

ps

-101

qs

-101

z12

0

2

-202uab

isc

irb

0 200 400 czas [ms]

ubcuca

-101isa

isb

0-202ira

irc

ωr


15

BIBLIOGRAFIA

1. Norma: EN 61400-21: 2001 Turbozespoły wiatrowe. Część 21: Pomiar i ocena parametrów jakości energii dostarcza-nej przez turbozespoły wiatrowe przyłączone do sieci elektroenergetycznej.

2. Jauch C., Sorensen P., Bak- Jensen B., International Review of Grid Connection Requirments for Wind Turbines. Proc. of Nordic Wind Power Conference, 2004.

3. Matevosyan J., Ackermann T., Bolik S., Soder L., Comparison of International Regulations for Connection of Wind Turbines to the Network. Proc. of Nordic Wind Power Conference, 2004.

4. Krzemiński Z., Cyfrowe sterowanie maszynami asynchronicznymi. Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, 2001.5. Blecharz K., Krzemiński Z., Kulesza K., Problemy dostosowana układu sterowania maszyną dwustronnie zasilaną do

nowych wymagań. Modelowanie i Symulacja, Kościelisko 2004.6. Krzemiński Z., Sensorless Multiscalar Control of Double Fed Machine for Wind Power Generators. Proc. of PCC, Osaka

2002.7. Blecharz K.: Sterowanie ślizgowe maszyną dwustronnie zasilaną. Materiały konferencyjne SENE, Łódź 2005.8. Blecharz K.: Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną pracującą jako generator w elek trowni wiatrowej przy zmia-

nach napięcia sieci zasilającej. Rozprawa doktorska. Gdańsk 2008.9. Blecharz K., Krzemiński Z., Bogalecka E., Control of a Doubly-Fed Induction Generator in Wind Park during and after

Line-Voltage Distortion. Proc. of Electromotion 2009, Lille.10. PSE Operator S.A. (2006): Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.11. Ko H.S., Jatskevitch J.: Increase of Fault Ride-Trough Capability for the Grid-Connected Wind Farms. Power Engi-

neering Society General Meeting, 2006.12. Abo-Khalil A., Lee D.-C., Seok J.-K., Variable Speed Wind Power Generation System Based on Fuzzy Logic Control for

Maximum Output Power Tracking. Proc. of 35th Annual IEEE Power Electronics Specialists Conference, Germany 2004.13. Koutroulis E., Kalaitzakis K., Design of a Maximum Power Tracking System for Wind-Energy-Conversion Applica-

tions, IEEE Transaction on Industrial Electronics, vol. 53, no. 2, 2006.


16

Autorzy / Biografie

Krzysztof DobrzyńskiGdańsk / Polska

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

Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

17Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej

po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część I: Praca wydzielona KSE

Streszczenie

W artykule przedstawiono problem bilansowania mocy czynnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Zakłada się jednocześnie duże nasycenie energetyką wiatrową, czy-li źródłami energii, które obecnie mają największą szan-sę rozwoju. W artykule analizuje się proces bilansowania mocy czynnej z udziałem regulacji pierwotnej po wypadnię-ciu określonej liczby źródeł generacji rozproszonej.

BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJCZĘŚĆ I: PRACA WYDZIELONA KSE

mgr inż. Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Artykuł na podstawie opracowania wykonanego w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”

1. WSTĘP

W Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) w ponad 90% energia elektryczna wytwarzana jest w elektrowniach konwencjonalnych. Jednak w ostatnich latach obserwuje się bardzo ożywione zainteresowanie inwestorów źródłami generacji rozproszonej. Dotyczy to przede wszystkim energetyki wiatrowej. Widoczne jest to w liczbie składanych do krajowego operatora przesyłowego wystąpień o określenie zakresu wykonania eks-pertyzy wpływu przyłączanego źródła na system.

W związku z dużym zainteresowaniem energetyką wiatrową, a co za tym idzie realnym rozwojem tych źródeł, w niniejszym artykule zamiesza się wyniki obliczeń z wykorzystaniem farm wiatrowych (FW) jako źródeł generacji rozproszonej.

System elektroenergetyczny podlega ciągłym zmianom mocy pobieranej przez odbiorców, która – w celu utrzymania częstotliwości bliskiej wartości znamionowej – bilansowana jest przez generatory pracujące w sys-temie. W zależności od wielkości odchyłki mocy pobieranej w systemie i czasu trwania tej odchyłki wykorzysty-wane są kolejne etapy bilansowania mocy czynnej w systemie: regulacja pierwotna, regulacja wtórna i regulacja trójna. W zaprezentowanych poniżej analizach ograniczono się do pierwszego etapu bilansowania mocy: do regulacji pierwotnej.

2. MODEL KSE ORAZ ROZMIESZCZENIE ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

Udział bloku wytwórczego w regulacji pierwotnej oznacza prace jednostki zgodnie z charakterystyką sta-tyczną o zadanym nachyleniu. Regulacja mocy czynnej, w zależności od zmian częstotliwości w systemie, odbywa się w paśmie ±5%. Ponieważ częstotliwość w systemie ulega ciągłym wahaniom, dodatkowym parametrem cha-rakterystycznym jest strefa nieczułości działania regulatora, która zwykle wynosi ±20 mHz (zmiany częstotliwo-ści w tym paśmie traktowane są jako normalna praca systemu).

Analizy zachowania się systemu po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej przeprowadzono na sys-temie polskim, wyłączonym z synchronicznej pracy z UCTE. Przeprowadzenie tych analiz wymagało zastosowa-nia odpowiednio zamodelowanych jednostek wytwórczych, biorących udział w regulacji pierwotnej. W tym celu

18

w modelu generatora wykorzystano model turbiny dający możliwość pracy jednostki wytwórczej w ramach regu-lacji pierwotnej. Model taki opisano w pracy [3].

Przyjęto, że wybrane elektrownie systemowe konwencjonalne biorą udział w procesie regulacji pierwot-nej, przy czym dla niektórych z nich strefa nieczułości równa jest 0 mHz, a dla pozostałych ±20 mHz. Na rys. 1 zaznaczono elektrownie biorące udział w regulacji pierwotnej. Dla każdej z elektrowni podano przyjętą wartość statyzmu oraz wartość strefy nieczułości regulatora.


Rys. 1. Wartości statyzmu (pierwsza wartość) oraz strefa nieczułości [Hz] (druga wartość) przyjęte w poszczególnych elektrowniach systemo-wych1. Mapa sieci przesyłowej pobrana z www.pse-operator.pl

Przyjęcie określonego pasma ±5% dostępnej mocy dla danego generatora pracującego w ramach regulacji pierwotnej oznacza, że w systemie jest określona moc, jaką można wykorzystać w tym procesie. W modelu KSE, po uwzględnieniu wymienionych powyżej założeń, moc ta wynosi ok. ±1000 MW. Oznacza to, że odchyłka mocy czynnej o takiej wartości powinna zostać zregulowana w procesie regulacji pierwotnej.

Jak wcześniej wspomniano, jako źródła generacji rozproszonej w analizach wykorzystano farmy wiatrowe. Przyjęto zatem, że w KSE pracuje 130 farm wiatrowych o zróżnicowanej mocy znamionowej, których rozmieszczenie pokrywa się z ogólnym zainteresowaniem inwestorów. Ze względu na najlepsze warunki wietrzne największe zainteresowanie skupia się wzdłuż północnego pasa nadmorskiego, gdzie ulokowano większość z farm. Rozmieszczenie poszczególnych farm wiatrowych zorientowanych geograficznie zamieszczono na rys. 2, podając przy tym wartość mocy zainstalowanej w danym węźle2. Na rysunku tym zaznaczono obszary, na których farmy wiatrowe występują w dużej ilości. Podano rów-nież sumaryczne wartości mocy farm na tych obszarach. Z rysunku tego wynika, że moc zainstalowana na północy syste-mu przekracza 5000 MW i stanowi ponad 77% mocy zainstalowanej we wszystkich farmach wiatrowych (6593 MW).

Z kolei na rys. 3 oprócz obszarów z farmami wiatrowymi zaznaczono obszary, na których występuje zna-cząca moc generowana w elektrowniach systemowych. Na rysunku tym widać, że główna część mocy generowa-nej przez elektrownie systemowe ulokowana jest w centralnej i południowej części Polski.

1 W przypadku elektrowni Pątnów jeden z bloków pracuje ze statyzmem równym 0,06, pozostałe trzy ze statyzmem równym 0,04.2 Należy pamiętać, że do węzła może zostać przyłączonych więcej niż jedna farma wiatrowa. W takim przypadku moc pokazana dla węzła będzie sumą mocy tych farm.

19

Rys. 2. Rozmieszczenie oraz moce znamionowe farm wiatrowych pracujących w KSE3

Rys. 3. Podział KSE na obszary o skoncentrowanym wytwarzaniu

3 Moc zapisana kolorem czerwonym oznacza przyłączenie farmy (farm) do sieci 220 kV lub 400 kV.

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część I: Praca wydzielona KSE

20

3. PRZYJĘTE WARIANTY WYPADNIĘĆ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

W Polsce farmy wiatrowe pracują średniorocznie na poziomie 10–20% mocy zainstalowanej. Przyjęto za-tem, że maksymalny udział mocy generowanej w farmach wiatrowych nie przekracza 20% mocy generowanej w skali całego systemu. W analizach uwzględniono cztery różne warianty poziomu mocy generowanej przez farmy wiatrowe:

• W20 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 20% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 5226 MW4

• W15 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 15% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 3920 MW

• W10 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 10% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 2613 MW

• W5 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 5% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 1307 MW.

Założono jednocześnie, że moc generowana we wszystkich farmach wiatrowych jest jednakowa.Przyłączenie określonej wartości mocy generowanej do systemu w postaci farm wiatrowych oznacza, że

w celu zachowania bilansu mocy należy obniżyć moc generowaną w elektrowniach systemowych. W wariantach W5 i W10 zaniżono moc generowaną w wybranych blokach wytwórczych elektrowni systemowych do poziomu 80%. Z kolei w wariantach W15 i W20 oprócz obniżenia mocy wyłączono wybrane bloki, przy czym były to jed-nostki, które w ciągu następnych kilku lat mają zostać wyłączone.

Wyłączenie farmy wiatrowej z pracy może być spowodowane wystąpieniem awarii (zaistniałej po stronie farmy lub po stronie systemu) albo przyczynami pogodowymi (np. zbyt duża lub zbyt mała prędkość wiatru). Mało prawdopodobna jest sytuacja, w której jednocześnie następuje wyłączenie wszystkich farm wiatrowych pracujących w systemie. Przyjęto zatem, że jednocześnie wyłączanych jest 25%, 50% lub 75% pracujących farm. Dodatkowo określono (w sposób losowy) trzy różne zestawy wyłączanych farm (zestawy: A, B i C).

W efekcie przyjęcia powyższych założeń przeanalizowano 36 różnych wariantów bilansowania KSE po na-głym wyłączeniu źródeł generacji rozproszonej. W tab. 1 zestawiono sumaryczne moce wyłączane w poszcze-gólnych wariantach.

Tab. 1. Moce wyłączane w farmach wiatrowych w poszczególnych wariantach obliczeń [MW]

Warianty wyłączeń farm wiatrowych

25% 50% 75%

A B C A B C A B C

W5 344 273 330 610 698 596 907 959 926

W10 688 546 660 1220 1396 1192 1814 1918 1852

W15 1031 820 991 1829 2095 1788 2720 2877 2778

W20 1375 1093 1321 2439 2793 2384 3627 3836 3704

4. WYNIKI PRZEPROWADZONYCH ANALIZ

4.1. ZMIANA MOCY W ELEKTROWNIACH KONWENCJONALNYCH BIORĄCYCH UDZIAŁ W REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

Wyłączenie wybranej części pracujących farm wiatrowych powoduje powstanie deficytu mocy czynnej w systemie, o wartości równej sumarycznej mocy wyłączanych farm (pomijając zmianę strat mocy związaną ze zmianą rozpływów w systemie). Deficyt ten w ciągu pierwszych kilku minut po zakłóceniu pokrywany jest w ra-mach regulacji pierwotnej. Czas symulacji po wyłączeniu wynosił 720 sekund i był wystarczający do osiągnięcia


4 Moc generowana w KSE przed przyłączeniem farm wiatrowych wynosi 27 072 MW.

21

stanu ustalonego w systemie, a jednocześnie zbliżony do rzeczywistego czasu działania procesu regulacji pier-wotnej.

W tab. 2 zamieszczono wyniki otrzymane dla poszczególnych wariantów wyłączeń farm wiatrowych. W tabeli zestawiono następujące wielkości:

ΣPFW – suma mocy czynnej wyłączanej w farmach wiatrowych w danym wariancie,ΣΔPGS – suma mocy czynnej dodatkowo wygenerowanej przez elektrownie konwencjonalne biorące udział

w regulacji pierwotnej po wyłączeniu wybranych farm wiatrowych o sumarycznej mocy ΣPFWΔf – odchyłka częstotliwości w systemie po zaburzeniu i osiągnięciu stanu ustalonego.

Tab. 2. Zestawienie mocy generowanej w ramach regulacji pierwotnej (ΣΔPGS) w elektrowniach systemowych oraz odchyłka częstotliwości w systemie (Δf) jako odpowiedź na wyłączenie danej mocy w farmach wiatrowych (ΣPFW) w poszczególnych wariantach

25% 50% 75%

A B C A B C A B C

W5

ΣPFW[MW]

344 273 330 610 698 596 907 959 926

ΣΔPGS[MW]

329,3 248,9 312 596,5 684,8 581,0 915,1 960,3 924,9

Δf[Hz]

-0,060 -0,048 -0,058 -0,101 -0,115 -0,099 -0,155 -0,165 -0,158

W10

ΣPFW[MW]

688 546 660 1220 1396 1192 1814 1918 1852

ΣΔPGS[MW]

638,2 488 605,6 977,1 978 979,9 974,7 979,8 956,9

Δf[Hz]

-0,106 -0,083 -0,101 -0, 472 -0,690 -0,290 -1,860 -2,060 -1,903

W15

ΣPFW[MW]

1031 820 991 1829 2094 1788 2721 2877 2778

ΣΔPGS[MW]

829,6 702,4 827,8 822,1 – 835,5 – – –

Δf[Hz]

-0,296 -0,137 -0,227 -1,934 – -1,766 – – –

W20

ΣPFW[MW]

1375 1093 1321 2440 2792 2384 3628 3836 3704

ΣΔPGS[MW]

841,2 842,1 841,9 – – – – – –

Δf[Hz]

-0,665 -0,209 -0,559 – – – – – –

W niektórych z analizowanych wariantów wyłączenie farm wiatrowych jest powodem utraty stabilności systemu. Ma to miejsce dla 10 z 36 rozpatrywanych wariantów (tab. 2). Wszystkie te przypadki dotyczą wyłącza-nia dużych mocy (w odniesieniu do mocy generowanej w systemie).

Wielkość sumarycznej mocy otrzymanej w ramach regulacji pierwotnej zależy od wielkości powstałego niezbilansowania (czyli od wartości wyłączanej mocy w farmach wiatrowych) oraz od liczby pracujących bloków, a co za tym idzie – dostępnej mocy.

Pracujące w ramach regulacji pierwotnej bloki mają ograniczoną możliwość zbilansowania powstałego w systemie ubytku mocy czynnej. Zatem, jeżeli wartość wyłączanej mocy przekracza moc dostępną w regulacji pierwotnej, po przejściu stanu nieustalonego pozostaje odchyłka częstotliwości, której wartość zależy od warto-ści pozostałej do zbilansowania mocy. W analizowanych wariantach wartość odchyłki częstotliwości dochodzi do ok. 2 Hz dla wyłączanej mocy na poziomie ponad 1800 MW.

W przypadku systemów pracujących w UCTE jako normalną pracę traktuje się nagłą zmianę mocy do war-tości 3000 MW. W przypadku samodzielnie pracującego KSE wartość maksymalnej mocy, po wyłączeniu której system utrzyma stabilność, wynosi ok. 1900 MW.


22

4.2. ZMIANA OBCIĄŻENIA ELEMENTÓW SIECI PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

W Polsce sieci 110 kV są zarządzane przez Zakłady Energetyczne (ZE), które należą do koncernów ener-getycznych. Przesył pomiędzy poszczególnymi ZE odbywa się liniami sieci 110 kV oraz za pośrednictwem sieci przesyłowej. W KSE powszechne jest sekcjonowanie sieci 110 kV w celu osiągnięcia optymalnych rozpływów oraz ograniczenia przesyłu mocy z pominięciem sieci przesyłowej. Częste są również przypadki rozłączania nie-których połączeń na poziomie sieci 110 kV pomiędzy zakładami energetycznymi.

5 Lokalizacja węzłów nie zawsze odpowiada ich geograficznemu położeniu, dotyczy to przede wszystkim PGE oraz ENION.

Rys. 4. Zmiana obciążenia (≥5%) w liniach łączących poszczególne zakłady energetyczne. Kolor czerwony – zwiększenie obciążenia, kolor zielony – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A5

Jednym z elementów analizy jest obserwacja wpływu wyłączanych farm wiatrowych na obciążenia linii łączących poszczególne zakłady energetyczne. Wyłączenie farm powoduje zmianę rozpływu w systemie, a co za tym idzie – zmianę obciążenia również w liniach łączących poszczególne ZE. Na rys. 4 przedstawiono wyniki zmiany obciążenia w liniach łączących poszczególne ZE, dla wybranego wariantu wypadnięcia. Kolorem czerwo-nym zaznaczono linie, w których następuje zwiększenie obciążenia, a kolorem zielonym zmniejszenie obciążenia. Podano również wartość procentową, o jaką następuje zmiana obciążenia linii. Ponadto linią przerywaną zazna-czono linie wyłączone.

W KSE do przesyłania energii elektrycznej z elektrowni do sieci rozdzielczych wykorzystywane są przede wszystkim sieci przesyłowe najwyższych napięć (220 kV i 400 kV). Na rys. 5 przedstawiono nałożenie sieci prze-syłowej na podział KSE na zakłady energetyczne.


23

Rys. 5. Zmiana obciążenia (≥5%) w liniach sieci przesyłowej. Wartość w kolorze czerwonym – zwiększenie obciążenia, wartość w kolorze zielo-nym – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A

Główna część zainstalowanych farm wiatrowych zorientowanych jest na północy Polski. Z uwagi na to, że moc generowana w tym regionie jest większa niż moc odbierana, następuje jej odpływ w kierunku Polski cen-tralnej. Wyłączenie dużej części pracujących tam farm wiatrowych powoduje odciążenie się niektórych połączeń między zakładami energetycznymi, które należą do Grup Energetycznych ENERGA i ENEA (rys. 4). Wzrost obcią-żenia w liniach łączących ZE obserwuje się przede wszystkim w pobliżu elektrowni klasycznych, które zwiększają swoją generację w związku z udziałem w procesie regulacji pierwotnej.

Podobna sytuacja występuje w sieci przesyłowej (rys. 5). Ponieważ elektrownie systemowe przyłączone są z reguły do sieci przesyłowej, tu znacznie bardziej niż w sieci 110 kV zauważalny jest wpływ wyłączenia farm wia-trowych. Wzrost obciążenia w liniach NN obserwuje się głównie od poziomu elektrowni Bełchatów w kierunku północnym. Z kolei znaczące zmniejszenie obciążenia w liniach NN widoczne jest w linii 400 kV Dunowo – Krajnik oraz linii 220 kV Żydowo – Piła-Krzewina.

W związku z przyłączeniem farm wiatrowych do systemu, w niektórych transformatorach obserwuje się zmianę kierunku przepływu mocy. Wybrane transformatory, dla poszczególnych wariantów, wymieniono w tab. 3, zamieszczając jednocześnie wartości mocy czynnej płynące przez dany transformator. Wartości podano dla wariantu wyjściowego (przed przyłączeniem farm wiatrowych) oraz dla wariantów analizowanych (W5, W10, W15 i W20). Charakterystyczny jest fakt zmiany kierunku przepływu w transformatorach NN/110 kV/kV pracu-jących w północnej Polsce (np. stacja Krajnik [KRA]), które nie zasilają już sieci 110 kV, tylko stają się jednym z punktów odbioru mocy generowanej w regionie w sieci 110 kV. Z kolei wypadnięcie określonej liczby źródeł generacji rozproszonej powoduje, że obciążenie transformatorów dąży do wartości w wariancie wyjściowym.


24Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Tab. 3. Wybrane transformatory, w których po przyłączeniu farm wiatrowych do KSE moc zmieniła kierunek przepływu. Znak (-) przy wartości mocy oznacza, że moc płynie od węzła To do węzła From.

From To Wariant wyjściowyWariant

W5Wariant

W10Wariant

W15Wariant

W20

– – [MW] [MW] [MW] [MW] [MW]

KRA214 KRA114 38,5 -3,6 -26,2 -56,8 -72,1

KRA414 KRA224 -248,0 61,0 12,9 107,1 77,9

PEL412 PEL212 -43,4 26,2 34,1 61,3 67,5

TCN413 TCN113 -1,4 46,5 63,0 114,6 124,4

DUN425 DUN115 129,1 – -62,7 -156,0 -231,5

5. PODSUMOWANIE

W analizowanym modelu KSE, wydzielonym z pracy synchronicznej z UCTE, można jednocześnie wyłączyć źródła generacji rozproszonej o sumarycznej mocy ok. 1900 MW. Przy takim poziomie mocy odchyłka częstotli-wości kształtuje się na poziomie ok. 2 Hz. Tak duża zmiana częstotliwości wynika z niewystarczającej mocy w ra-mach regulacji pierwotnej. W rzeczywistym systemie moc ta powinna zostać wyregulowana w ramach regulacji pierwotnej i wtórnej.

W przeprowadzonych analizach przewiduje się nagłe (jednoczesne) wyłączenie określonej liczby farm wia-trowych. Taka sytuacja jest bardzo mało prawdopodobna, ponieważ dotyczy dużego obszaru. W rzeczywistości już w ramach dowolnej farmy wiatrowej wyłączenia poszczególnych elektrowni (np. z powodu zbyt dużego wia-tru) następują z interwałem kilkuminutowym. Możliwość, że w całym systemie wiatr w tym samym czasie prze-kroczy wartość graniczną dla elektrowni wiatrowych, jest bardzo mało prawdopodobna. Zatem ograniczeniem mocy, jaka może być wytwarzana w farmach wiatrowych, jest tu zdolność systemu do uzupełnienia powstałego deficytu generowanej mocy. W mniejszym stopniu związane jest to z regulacją pierwotną, w której dostępna jest ograniczona wielkość mocy, a w większym stopniu z regulacją wtórną, w ramach której powinna być zagwaranto-wana moc mogąca pokryć powstały deficyt. Sprowadza się to do zapewnienia odpowiedniej rezerwy wirującej.

Specyfika geograficznego położenia Polski decyduje, że zainteresowanie inwestorów skupia się na tere-nach północnego pasa nadmorskiego. Aktualnie prawie 80% mocy przewidywanej do zainstalowania w energe-tyce wiatrowej koncentruje się na słabo zurbanizowanej (w sensie sieci elektroenergetycznej) północnej części KSE. To powoduje określone problemy z wyprowadzeniem mocy z tego regionu, objawiające się głównie prze-ciążeniami w niektórych liniach.

BIBLIOGRAFIA

1. Lubośny Z., Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2006.2. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009.3. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Modele turbin parowych i wodnych. Modele regulatorów turbin parowych

i wodnych, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenerge-tyczne Kraju”, grudzień 2007, Gdańsk.

4. Dobrzyński K., Badanie procesu bilansowania KSE po wypadnięciu źródeł rozproszonych. Bilansowanie KSE bez i z wykorzystaniem wymiany międzynarodowej. Etap 1: Badanie procesu bilansowania KSE po wypadnięciu źródeł rozpro-szonych. Bilansowanie KSE bez wykorzystania wymiany międzynarodowej, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawia-nego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”, wrzesień 2009, Gdańsk.

5. www.pse-operator.pl.6. Zajczyk R., Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badań elektroenergetycznych stanów nieusta-

lonych i procesów regulacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2003.

26

Autorzy / Biografie


Krzysztof DobrzyńskiGdańsk / Polska

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

27Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł

generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

Streszczenie

Artykuł jest kontynuacją tematu o takim samym ty-tule, przy czym rozważana jest w nim praca synchroniczna KSE z UCTE. W artykule tym analizuje się proces bilanso-wania mocy po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej w ramach regulacji pierwotnej, w której biorą udział bloki wytwórcze w całym UCTE.

BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJCZĘŚĆ II: SYNCHRONICZNA PRACA KSE Z UCTE

mgr inż. Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska

Artykuł na podstawie opracowania wykonanego w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”

1. WSTĘP

Niniejszy artykuł jest kontynuacją tematu, w którym rozważa się bilansowanie mocy czynnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej, przy czym w tym przypad-ku analizowany jest KSE synchronicznie pracujący z UCTE.

Powiązanie systemów elektroenergetycznych krajów europejskich w ramach UCTE z jednej strony ma na celu zwiększenie bezpieczeństwa wspólnie pracujących systemów, z drugiej zaś strony możliwość komercyjnej wymiany energii elektrycznej. Wymiana mocy KSE z powiązanymi systemami określona jest stosownymi umo-wami między operatorami. Umowy te ustalają poziom mocy wymiany na poszczególnych połączeniach transgra-nicznych. Duże nasycenie źródłami generacji rozproszonej, takimi jak farmy wiatrowe, które w znacznym stopniu uzależnione są od pogody, niesie ze sobą pewne problemy. Jednym z nich jest pewne prawdopodobieństwo wypadnięcia takich źródeł, na przykład z powodu zbyt dużego wiatru. Ubytek generowanej w systemie mocy w pierwszych kilku minutach będzie musiał zostać uzupełniony przez jednostki wytwórcze, pracujące w ramach regulacji pierwotnej. W przypadku synchronicznej pracy KSE z UCTE również jednostki pracujące w innych sys-temach będą brały udział w procesie regulacji, wpływając w ten sposób na moc płynącą w połączeniach trans-granicznych.

2. MODEL KSE ORAZ ROZMIESZCZENIE ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

Założenia rozmieszczenia źródeł generacji rozproszonej i ich mocy pozostały niezmienione w porównaniu z Częścią I artykułu. Zatem do KSE przyłączono 130 farm wiatrowych o zróżnicowanej mocy znamionowej (su-maryczna moc zainstalowana w farmach to 6593 MW), przy czym przeważająca liczba źródeł została przyłączona w nadmorskim pasie północnej Polski.

Wymiana transgraniczna charakteryzuje się następującym importem mocy na przekroju zachodnim (nie-mieckim):

• do stacji Krajnik: 496,8 MW• do stacji Mikułowa: 430,2 MWoraz następującym eksportem na przekroju południowym:• ze stacji Dobrzeń: 383,6 MW• ze stacji Wielopole: 667,1 MW

28

• ze stacji Kopanina: 156,5 MW • ze stacji Bujaków: 104,7 MW • ze stacji Krosno-Iskrzynia: –547, 4 MW.Sumarycznie KSE eksportuje moc na poziomie ok. 932 MW. Na rys. 1 przedstawiono rozlokowanie źródeł generacji rozproszonej oraz wyodrębniono obszary charak-

teryzujące się dużym nasyceniem tych źródeł. Ponadto zamieszczono wartości mocy wytwarzane w poszczegól-nych elektrowniach systemowych oraz moce na połączeniach transgranicznych (analizy przeprowadzono bez wymiany mocy łączem prądu stałego ze Szwecją).

Rys. 1. Moce zainstalowane w farmach wiatrowych, moce wytwarzane w elektrowniach systemowych oraz moce na połączeniach transgra-nicznych. Stan wyjściowy

3. PRZYJĘTE WARIANTY WYPADNIĘĆ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJW analizach dotyczących KSE synchronicznie współpracującego z UCTE uwzględniono te same warianty

procentowego udziału farm wiatrowych w całościowej generacji mocy jak w Części I. Zmianie uległy jedynie wartości mocy odpowiadające poszczególnym procentowym udziałom1:

• W20 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 20% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 5414 MW2 (ok. 82% mocy wytwarzanej w farmach)

• W15 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 15% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 4061 MW (ok. 62% mocy wytwarzanej w farmach)

• W10 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 10% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 2707 MW (ok. 41% mocy wytwarzanej w farmach)

• W5 – moc wytwarzana w farmach wiatrowych stanowi 5% mocy wytwarzanej w systemie i jest równa 1354 MW (ok. 21% mocy wytwarzanej w farmach).

1 Zmiana wynika z faktu, że w przypadku samodzielnej pracy KSE wyłączono wybrane bloki w celu zbilansowania mocy eksportowanej podczas syn-chronicznej pracy KSE z UCTE.2 Moc generowana w KSE przed przyłączeniem farm wiatrowych wynosi 27 072 MW.


29

Wartość mocy na połączeniach transgranicznych zmienia się w zależności od poziomu mocy generowanej przez farmy wiatrowe (tab. 1). Największą zmianę obserwuje się na połączeniu Krajnik – Vierraden, gdzie dla wariantu W20 zmiana mocy w porównaniu z modelem wyjściowym jest na poziomie ok. 758 MW. Spowodowane jest to bliskością połączenia z obszarem, na którym w dużej liczbie występują farmy wiatrowe. Z kolei najmniej-sza zmiana mocy występuje na południu Polski, na dwutorowej linii Krosno-Iskrzynia – Lemieszany.

Tab. 1. Zmiany mocy na liniach transgranicznych w poszczególnych wariantach

Stacja w KSE Stacja poza KSEWyjściowy3

W5 W10 W15 W20

Zmiana o ΔP

[MW] [MW] [MW] [MW] [MW]

Bujaków Liskowiec105

(eksport)-154 -39 -67 -89

Dobrzeń Albrechtice384

(eksport)-35 -36 -23 -20

Kopanina Liskowiec156

(eksport)-17 -50 -67 -107

Wielopole Noszowice667

(eksport)-46 -132 -157 -225

Krajnik(Tor I)

Vierraden(Tor I)

248(import)

-119 -217 -264 -379

Krajnik(Tor II)

Vierraden(Tor II)

248(import)

-119 -217 -264 -379

Mikułowa(Tor I)

Hagenwerder(Tor I)

218(import)

+49 +61 +71 +133

Mikułowa(Tor II)

Hagenwerder(Tor II)

212(import)

+47 +58 +44 +128

Krosno-Iskrzynia(Tor I)

Lemieszany(Tor I)

274(eksport)

-6 -11 -18 -9

Krosno-Iskrzynia(Tor II)

Lemieszany(Tor II)

274(eksport)

-6 -11 -18 -9

W przypadku pracy synchronicznej KSE z UCTE nie ulegają również zmianie warianty wypadnięć źródeł generacji rozproszonej. Moce wyłączane w analizowanych wariantach zestawiono w tab. 2.

Tab. 2. Moce wyłączane w farmach wiatrowych w poszczególnych wariantach obliczeń [MW]

Warianty wyłączeń farm wiatrowych

25% 50% 75%

A B C A B C A B C

W5 344 273 330 610 698 596 907 959 926

W10 688 546 660 1220 1396 1192 1814 1918 1852

W15 1031 820 991 1829 2095 1788 2720 2877 2778

W20 1375 1093 1321 2439 2793 2384 3627 3836 3704

3 Wyjściowy oznacza model KSE bez przyłączonych farm wiatrowych.4 Znak (-) oznacza zmniejszenie mocy w stosunku do wartości otrzymanej dla modelu wyjściowego (bez przyłączonych farm wiatrowych).

Bilansowanie KSE z udziałem procesu regulacji pierwotnej po wypadnięciu źródeł generacji rozproszonej. Część II: Synchroniczna praca KSE z UCTE

30

4. WYNIKI PRZEPROWADZONYCH ANALIZ

4.1. ZMIANA MOCY W ELEKTROWNIACH KONWENCJONALNYCH, BIORĄCYCH UDZIAŁ W REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

Synchroniczna praca KSE z UCTE z jednej strony daje możliwość wymiany energii elektrycznej między systemami, z drugiej zaś zwiększa bezpieczeństwo pracy połączonych systemów. Sposób reakcji na powstałe zaburzenie w danym systemie wszystkich połączonych systemów jest podobny. W pierwszych kilku minutach powstała odchyłka mocy eliminowana jest przez bloki pracujące w ramach regulacji pierwotnej. Wspólna praca synchroniczna wielu systemów zwiększa znacząco moc dostępną w ramach regulacji pierwotnej (w porównaniu z pojedynczym systemem). Jednak pewnym ograniczeniem są tu połączenia transgraniczne, których liczba oraz przepustowość znacząco wpływa na wartość mocy, która może zostać wyregulowana w danym systemie.

W analizach wykonanych dla pracy synchronicznej KSE z UCTE zastosowano model turbiny uwzględniający regulację pierwotną [3], przy czym zastosowano go w wybranych blokach KSE (te same bloki jak w Części I) oraz w wybranych generatorach w pozostałych systemach UCTE.

Przyjęto czas symulacji po wystąpieniu zakłócenia wynoszący 5 min. Długość tego czasu jest wystarczająca do osiągnięcia stanu ustalonego w systemie. W tab. 3 zamieszczono przykładowe wyniki otrzymane dla poszcze-gólnych wariantów obliczeń, przy czym podobnie jak w Części I zestawia się tu następujące wielkości:

•ΣPFW – suma mocy czynnej wyłączanej w farmach wiatrowych w danym wariancie•ΣΔPGS – suma mocy czynnej dodatkowo wygenerowanej przez elektrownie konwencjonalne w KSE, bio-

rące udział w regulacji pierwotnej po wyłączeniu wybranych farm wiatrowych o mocy ΣPFW•Δf – odchyłka częstotliwości w systemie po zaburzeniu i osiągnięciu stanu ustalonego.

Tab. 3. Zestawienie mocy generowanej w ramach regulacji pierwotnej (ΣΔPGS) w elektrowniach systemowych KSE oraz odchyłka częstotliwo-ści w systemie (Δf) jako odpowiedź na wyłączenie danej mocy w farmach wiatrowych (ΣPFW) w poszczególnych wariantach

25% 50% 75%

A B C A B C A B C

W5

ΣPFW[MW]

344 273 330 610 698 596 907 959 926

ΣΔPGS[MW]

124 113 124 230 228 219 322 321 325

Δf[Hz]

-0,029 -0,027 -0,028 -0,043 -0,042 -0,041 -0,055 -0,055 -0,056

W10

ΣPFW[MW]

688 546 660 1220 1396 1192 1814 1918 1852

ΣΔPGS[MW]

239 209 236 477 471 456 684 692 688

Δf[Hz]

-0,044 -0,039 -0,043 -0,078 -0,077 -0,075 -0,107 -0,108 -0,108

W15

ΣPFW[MW]

1031 820 991 1829 2094 1788 2721 2877 2778

ΣΔPGS[MW]

292,21 253,29 287,55 609,66 602,68 582,77 – – –

Δf[Hz]

-0,059 -0,052 -0,058 -0,112 -0,110 -0,107 – – –

W20

ΣPFW[MW]

1375 1093 1321 2440 2792 2384 3628 3836 3704

ΣΔPGS[MW]

353,65 312,59 349,54 749,11 737,72 713,93 – – –

Δf[Hz]

-0,068 -0,061 -0,067 -0,135 -0,133 -0,129 – – –

Z otrzymanych danych wynika, że w przypadku 6 wariantów wypadnięcia źródeł generacji rozproszonej system traci stabilność. Wszystkie te warianty dotyczą jednoczesnego wyłączania dużych mocy.


31

Z założeń pracy UCTE wynika, że nagłe wyłączenie mocy 3000 MW nie jest traktowane w kategoriach awa-rii, a jedynie zaburzenia. Zatem wyłączenie mocy o takiej wartości nie powinno powodować utraty stabilności przez połączone systemy. W rozważanym modelu UCTE wartością graniczną mocy wyłączanej jest ok. 2700 MW. Mniejsza wartość mocy wynika ze sposobu odwzorowania UCTE w modelu, który z powodu rozległości systemu zawiera wiele uproszczeń (systemy poza KSE odwzorowane są ekwiwalentami).

Należy zauważyć, że graniczna wartość mocy możliwa do wyłączenia nie jest ściśle określona i w pewnej mierze zależy od rozmieszczenia wyłączanych źródeł oraz ich mocy. Wniosek taki można wysnuć z faktu, że po wyłączeniu farm wiatrowych z sumaryczną mocą 2792 MW w wariancie W20 50% B system utrzymuje stabilność, gdzie w wariancie W15 75% A i W15 75% B mniejsza moc (odpowiednio 2721 MW i 2778 MW) powoduje już utratę stabilności.

Statyczna odchyłka częstotliwości w zależności od wariantu kształtuje się na poziomie od ok. –29 mHz do ok. –135 mHz. W żadnym wariancie nie jest zatem przekroczona przyjęta w UCTE dopuszczalna maksymalna odchyłka częstotliwości (±180 mHz).

4.2. ZMIANA OBCIĄŻENIA ELEMENTÓW SIECI PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

Analizę wpływu wypadnięcia źródeł generacji rozproszonej na linie elektroenergetyczne można podzielić ze względu na poziomy napięć, a co za tym idzie – na linie, które zarządzane są przez zakłady energetyczne (sieci 110 kV) oraz przez operatora przesyłowego (sieci NN). W przypadku sieci 110 kV skupiono się na liniach łączących poszczególne zakłady energetyczne (ZE). W tab. 4 zestawiono dla wszystkich wariantów liczbę linii łączących poszczególne ZE, w których na skutek wyłączenia źródeł generacji rozproszonej następuje zmiana obciążenia nie mniej niż o 10%. W tabeli uwzględniono również linie sieci przesyłowej.

Tab. 4. Liczba linii (110 kV i NN) łączących ZE, w których obciążenie zmienia się o ≥±10%. W nawiasie – pierwsza pozycja: zwiększenie obciąże-nia, druga pozycja: zmniejszenie obciążenia

25% 50% 75%

A B C A B C A B C

W5 0 0 02

(1, 1)5

(4, 1)6

(5, 1)11

(8, 3)7

(4, 3)10

(8, 2)

W108

(3, 5)5

(3, 2)5

(2, 3)26

(13, 13)19

(9, 10)23

(10, 13)50

(35, 15)44

(30, 14)57

(40, 17)

W1514

(4, 10)13

(7, 6)12

(2, 10)46

(26, 20)36

(16, 20)43

(23, 20)– – –

W2016

(5, 11)14

(8, 6)21

(3, 18)57

(26, 31)48

(21, 27)52

(27, 25)– – –

Na podstawie wyników zamieszczonych w tab. 4 trudno jednoznacznie stwierdzić, że wyłączenie określo-nego poziomu mocy powoduje przewagę linii dociążanych nad odciążanymi lub odwrotnie. Wynika to z faktu, że w wykorzystywaniu źródeł rozproszonych duże znaczenie ma rozmieszczenie tych źródeł w systemie, a co za tym idzie – odległość (w sensie elektrycznym) wyłączanego źródła (źródeł) od danej linii łączącej poszczególne ZE.

Podobne zestawienie jak dla linii łączących poszczególne zakłady energetyczne wykonano również dla transformatorów sieciowych oraz zamieszczono je w tab. 5. Z tabeli tej wynika, że w tym przypadku znacznie większa jest liczba transformatorów dociążanych ≥10%.


32

Tab. 5. Liczba transformatorów sieciowych, w których obciążenie zmienia się o ≥±10%. W nawiasie – pierwsza pozycja: zwiększenie obciążenia, druga pozycja: zmniejszenie obciążenia

25% 50% 75%

A B C A B C A B C

W51

(1, 0)1

(1, 0)0

4(4, 0)

6(6, 0)

4(4, 0)

15(15, 0)

15(15, 0)

14(14, 0)

W104

(4, 0)2

(2, 0)2

(2, 0)17

(17, 0)16

(16, 0)14

(14, 0)28

(24, 4)23

(18, 5)27

(22, 5)

W157

(4, 3)5

(4, 1)3

(2, 1)26

(17, 9)21

(14, 7)21

(15, 6)– – –

W2012

(5, 7)8

(5, 3)11

(3, 8)33

(17, 16)33

(16, 17)31

(16, 15)– – –

Rys. 2. Zmiana obciążenia (≥±10%) w liniach łączących poszczególne ZE. Kolor czerwony – zwiększenie obciążenia, kolor zielony – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A

Sieć 110 kV zorientowana na północy Polski (obejmująca obszar nadmorski), gdzie zainstalowana jest większość źródeł generacji rozproszonej, zarządzana jest przez dwóch operatorów sieci dystrybucyjnej: ENERGA--OPERATOR S.A. oraz ENEA Operator Sp. z o.o. Operatorzy ci koordynują pracę sieci 110 kV znajdującej się na obszarach zakładów energetycznych, których podział pokazano na rys. 2. Połączenia pomiędzy poszczególnymi ZE na północy Polski są w niektórych przypadkach otwarte, co na rysunku zaznaczono liniami przerywanymi.

Ponadto na rys. 2 zaznaczono linie łączące poszczególne ZE, których obciążenie zmieniło się o co naj-mniej 10%. Większość linii podlegających odciążeniu (kolor zielony linii) znajduje się w północnej części Polski, na obszarze o dużym nasyceniu źródłami rozproszonymi. Moc do tego obszaru dostarczana jest (ewentualnie


33

wyprowadzana) przede wszystkim przez sieć przesyłową (rys. 3). W wariantach, w których generowana jest duża moc w źródłach generacji rozproszonej, obserwuje się przepływ mocy z północnego obszaru Polski w kierunku Polski centralnej.

Rys. 3. Zmiana obciążenia (≥10%) w liniach sieci przesyłowej. Wartość w kolorze czerwonym – wzrost obciążenia, wartość w kolorze zielonym – zmniejszenie obciążenia. Wariant W15 50% A. Praca synchroniczna KSE z UCTE

Wyłączenie określonej sumarycznej mocy generowanej w źródłach rozproszonych w określony sposób ma wpływ na linie przesyłowe. Z jednej strony odciąża linie przesyłowe, którymi wyprowadzana jest moc z ob-szaru (na rys. 3 np. linia ZYD-PKW). Z drugiej zaś strony, dociążane są linie, którymi z elektrowni systemowych dostarczana jest moc do obszaru, w którym nastąpił ubytek mocy (na rys. 3, np. linia PAT- JAS lub KRA-DUN). Dociążane są również linie przesyłowe będące w bliskim sąsiedztwie elektrowni systemowych. Jest to wynikiem zwiększenia mocy przez te elektrownie w ramach działania regulacji pierwotnej (na rys. 3 np. linia ROG-PAB czy KOZ-MIL).

4.3. ZMIANA OBCIĄŻENIA LINII TRANSGRANICZNYCH PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

W pracy synchronicznej KSE z UCTE nagłe wyłączenie określonej liczby źródeł generacji rozproszonej po-woduje, że w bilansowaniu ubytku generowanej mocy oprócz elektrowni systemowych KSE uczestniczą również elektrownie położone w UCTE. Fakt ten prowadzi do zmiany mocy płynącej w liniach transgranicznych, gdzie wartość tej zmiany zależy od wartości wyłączanej mocy w źródłach generacji rozproszonej.

Wartość mocy na połączeniach transgranicznych zmienia się w zależności od poziomu mocy generowanej przez farmy wiatrowe (tab. 6). Największą zmianę obserwuje się na połączeniu Krajnik – Vierraden, gdzie dla wariantu W20 zmiana mocy w porównaniu z modelem wyjściowym jest na poziomie ok. 758 MW. Spowodowane jest to bliskością połączenia z obszarem, na którym w dużej liczbie występują źródła generacji rozproszonej. Z kolei najmniejsza zmiana mocy występuje na dwutorowej linii Krosno-Iskrzynia – Lemieszany.


34

Tab. 6. Zmiany mocy na liniach transgranicznych w poszczególnych wariantach

Stacja w KSE Stacja poza KSEWyjściowy5

W5 W10 W15 W20

Zmiana o ΔP

[MW] [MW] [MW] [MW] [MW]

Bujaków(BUJ213)

Liskowiec(CLIS__21)

105(eksport)

-156 -39 -67 -89

Dobrzeń(DBN413)

Albrechtice(CALB__1A)

384(eksport)

-35 -36 -23 -20

Kopanina(KOP223)

Liskowiec(CLIS__21)

156(eksport)

-17 -50 -67 -107

Wielopole(WIE413)

Noszowice(CNOS__11)

667(eksport)

-46 -132 -157 -225

Krajnik(KRA214)

Vierraden(D8VIE_21)

248(import)

-119 -217 -264 -379

Krajnik(KRA224)

Vierraden(D8VIE_21)

248(import)

-119 -217 -264 -379

Mikułowa(MIK414)

Hagenwerder(D8HGW_11)

218(import)

+49 +61 +71 +133

Mikułowa(MIK424)


212(import)

+47 +58 +44 +128

Krosno-Iskrzynia(KRI412)

(Lemieszany)QLEME_1

274(eksport)

-6 -11 -18 -9

Krosno-IskrzyniaKRI422

Lemieszany(QLEME_1)

274(eksport)

-6 -11 -18 -9

W tab. 7 zamieszczono zmiany wartości mocy (w tym wartości udarowe) płynących przez linie transgra-niczne, otrzymane dla jednego z analizowanych wariantów. Z tabeli tej wynika, że największa zmiana mocy na-stępuje na przekroju niemieckim, gdzie na linii dwutorowej Krajnik – Vierraden zmiana ta sięga poziomu ok. 438 MW. Należy przy tym zauważyć, że w żadnym z rozpatrywanych wariantów nie jest przekroczona obciążalność dopuszczalna długotrwale dowolna dla danej linii transgranicznej.


5 Wyjściowy oznacza model KSE bez przyłączonych farm wiatrowych.6 Znak (-) oznacza zmniejszenie mocy w stosunku do wartości otrzymanej dla modelu Wyjściowego (bez przyłączonych farm wiatrowych).

35

Tab. 7. Zmiana obciążenia linii transgranicznych. Wariant W15 50% A

Stacja w KSE Stacja poza KSEPpocz

7 Pust8 ΔP9 Pudr

10 Pmin11

[%] [%][%]

([MW])[MW] [MW]

Bujaków(BUJ213)

Liskowiec(CLIS__21)

9,2 0,2-9,0

(-37,1)39,3 0,0

Dobrzeń(DBN413)

Albrechtice(CALB__1A)

26,1 20,6-5,5

(-76,2)362,7 223,9

Kopanina(KOP223)

Liskowiec(CLIS__21)

21,4 11,1-10,3(-42,4)

90,3 6,1

Wielopole(WIE413)

Noszowice(CNOS__11)

36,8 24,1-12,7(-176)

516,1 192,3

Krajnik(KRA214)

Vierraden(D8VIE_21)

4,3 54,458,7

(218,9)292,5 2,9

Krajnik(KRA224)

Vierraden(D8VIE_21)

4,3 54,458,7

(218,9)292,5 2,9

Mikułowa(MIK414)


20,9 36,015,1

(209,3)624,4 285,6

Mikułowa(MIK424)


20,3 34,914,6

(202,4)605,5 276,9

Krosno-Iskrzynia(KRI412)

(Lemieszany)QLEME_1

30,6 19,2-11,4

(-94,7)256,8 84,9

Krosno-IskrzyniaKRI422

Lemieszany(QLEME_1)

30,6 19,2-11,4

(-94,7)256,8 84,9

W modelu matematycznym wyjściowym obserwuje się import mocy na przekroju niemieckim oraz eksport na przekroju południowym. Fakt przyłączenia określonej liczby źródeł generacji rozproszonej do systemu może powodować zmianę kierunku przepływu na liniach transgranicznych. Tak jest w przypadku przytaczanego tu wa-riantu W15 50% A, gdzie na połączeniu Krajnik – Vierraden następuje zmiana kierunku przepływu. W trakcie pracy przyłączonych farm wiatrowych występuje eksport mocy na tej linii, związany z dużą generacją w farmach wia-trowych położonych na obszarze północnej Polski. Wyłączenie farm wiatrowych określonych dla wariantu W15 50% A powoduje, że po osiągnięciu stanu ustalonego na linii Krajnik – Vierraden występuje import na poziomie ok. 406 MW, względem eksportu na poziomie ok. 32 MW przed zakłóceniem (rys. 4). Ogólnie zmiana wartości mocy występuje we wszystkich liniach transgranicznych, a wyłączenie źródeł generacji rozproszonej powoduje w tym wariancie, że KSE po zakłóceniu importuje moc na poziomie ok. 403 MW, wobec eksportu mocy przed zakłóceniem na poziomie ok. 968 MW. Zatem różnica mocy wymiany sięga poziomu ok. 1371 MW. Różnica ta powinna zostać zbilansowana z wykorzystaniem regulacji wtórnej, co wymaga dostępności rezerwy wirującej o zbliżonej wartości w elektrowniach pracujących w KSE.

7 Ppocz – obciążenie mocą czynną [%] linii przed zakłóceniem.8 Pust – obciążenie mocą czynną [%] linii po zakłóceniu i osiągnięciu stanu ustalonego.9 ΔP – zmiana mocy czynnej w linii spowodowana wyłączeniem źródeł generacji rozproszonej, obliczana jako różnica mocy ustalonej i mocy początkowej.10 Pudr – maksymalna moc czynna osiągana w linii w czasie trwania stanu nieustalonego.11 Pmin – minimalna moc czynna osiągana w linii w czasie trwania stanu nieustalonego.


36

Rys. 4. Moc płynąca w liniach transgranicznych przed i po wyłączeniu źródeł generacji rozproszonej w wariancie W15 50% A

5. PODSUMOWANIEW analizowanych wariantach modelu UCTE (w tym również KSE) graniczna wartość mocy, która nie po-

woduje utraty stabilności, kształtuje się na poziomie ok. 2800 MW. Wartość tej mocy prowadzi do odchyłki statycznej częstotliwości na poziomie –135 mHz, która nie przekracza dopuszczalnego zakresu ±180 mHz. W rzeczywistości, w UCTE nagłe wyłączenie mocy (generowanej lub pobieranej) na poziomie 3000 MW nie jest traktowane jako stan awaryjny i nie powinno prowadzić do utraty stabilności w powiązanych systemach. Poja-wienie się niestabilności systemu przy wyłączeniu mniejszej mocy związane jest z pewnymi uproszczeniami, jakie zastosowano przy modelowaniu systemów powiązanych z KSE.

Istotnym problemem wydaje się być duża zmiana mocy na połączeniach transgranicznych, która w zna-czący sposób zmienia moc wymiany. Należy pamiętać, że wartości mocy na tych liniach podlegają umowom międzysystemowym, zatem ustalona moc wymiany z innymi operatorami powinna być utrzymywana. Wystą-pienie zakłócenia, takiego jakim jest wypadnięcie określonej liczby źródeł generacji rozproszonej, a co za tym idzie – określonej wartości mocy generowanej, oznacza, że należy w możliwie szybki sposób wyregulować moc wymiany. Odbywa się to w ramach regulacji wtórnej, przy czym jej zdolność do pokrycia powstałego niezbilan-sowania zależy od dostępnej rezerwy wirującej.

W tab. 6 przedstawiono, jak zmienia się moc płynąca w poszczególnych liniach transgranicznych. Z tabeli tej wynika, że największa zmiana zachodzi na linii Krajnik – Vierraden, gdzie w wariancie W20 zmiana ta dochodzi do ok. 758 MW. To pokazuje, że połączenie z systemem niemieckim, zwłaszcza przez linię Krajnik – Vierraden, jest relatywnie słabe. Uwidacznia się to aktualnie przy silnych wiatrach wiejących w północnych Niemczech, kiedy powstają wahania mocy przenoszone wzmiankowaną linią do systemu polskiego. Sytuacja, w której na północy Polski przybędzie farm wiatrowych, prawdopodobnie pogłębi tylko ten stan.


37

BIBLIOGRAFIA

1. Lubośny Z., Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2006.2. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009.3. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Modele turbin parowych i wodnych. Modele regulatorów turbin parowych

i wodnych, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenerge-tyczne Kraju”, grudzień 2007, Gdańsk.

4. Dobrzyński K., Badanie procesu bilansowania KSE po wypadnięciu źródeł rozproszonych. Bilansowanie KSE bez i z wykorzystaniem wymiany międzynarodowej, praca w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”, wrzesień 2009, Gdańsk.

5. www.pse-operator.pl.6. Zajczyk R., Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badań elektroenergetycznych stanów nieusta-

lonych i procesów regulacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2003.


38

Autorzy / Biografie

Jacek KlucznikGdańsk / Polska

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektro-techniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1999. Pięć lat później uzyskał tytuł doktor-ski. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroener-getyki Politechniki Gdańskiej. Zajmuje się ukła-dami regulacji generatorów i turbin, energetyką wiatrową oraz elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową.

Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

39Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej

Streszczenie

W artykule przedstawiono koncepcję udziału farm wiatrowych w procesie regulacji napięć w sieciach dystry-bucyjnych 110 kV. Wskazano, że właściwie sterowana farma wiatrowa przyczynia się do zmniejszenia wahań napięcia w sieci WN, powodowanych dobową zmiennością obciąże-

nia. Wykazano również, że stabilizacja napięcia sieci WN, powodowana oddziaływaniem farmy wiatrowej, przekłada się na zmniejszenie liczby przełączeń przekładni w transfor-matorach WN/SN pracujących w danej sieci i tym samym powoduje wydłużenie żywotności przełączników zaczepów.

UDZIAŁ FARM WIATROWYCH W REGULACJI NAPIĘCIA W SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

dr inż. Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP

W Polsce obserwuje się olbrzymie zainteresowanie budową nowych, odnawialnych źródeł energii elek-trycznej. Zainteresowanie to jest wynikiem kształtowania rynku energii przez politykę Unii Europejskiej, dążącą do zmniejszenia emisji dwutlenku węgla. Wśród różnych technologii wytwarzania energii elektrycznej, charak-teryzujących się ograniczeniem niekorzystnego wpływu na środowisko naturalne, największy przyrost nowo in-stalowanych obiektów zauważa się w obszarze wykorzystania energii wiatru. Wartość mocy zainstalowanych w Polsce elektrowni wiatrowych przekroczyła 400 MW i ciągle rośnie. Plany zakładają, że moc zainstalowana może w dość krótkim czasie osiągnąć poziom od 4 do nawet 10 GW, według różnych szacunków. Elektrownie wiatrowe są grupowane w instalacje zawierające od kilkunastu do kilkudziesięciu siłowni wiatrowych. Instalacje takie, nazywane farmami wiatrowymi, przyłączane są najczęściej do istniejących linii elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnej 110 kV bądź, w przypadku znacznych mocy, za pomocą linii promieniowych do węzłów NN/WN.

Zapisy prawne zawarte w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej [3] nakładają na inwestora farmy wiatrowej konieczność zapewnienia regulacji mocy biernej generowanej przez farmę wiatrową. Powodu-je to, że w systemie elektroenergetycznym pojawiają się rozproszone źródła mocy biernej o znacznych nieraz wartościach. Niniejszy artykuł dotyczy właśnie sposobów wykorzystania tego dużego potencjału regulacyjnego, powstającego wraz z rozwojem energetyki wiatrowej w Polsce.

2. MOŻLIWOŚCI REGULACJI MOCY BIERNEJ ELEKTROWNI WIATROWEJ

Proces generacji mocy czynnej w elektrowni wiatrowej jest związany z generacją lub poborem mocy bier-nej. Możliwość wykorzystania mocy biernej elektrowni wiatrowej zależy od rodzaju generatora zastosowanego do konwersji energii wiatru na energię elektryczną. Wśród rozwiązań stosowanych generatorów w elektrow-niach wiatrowych można wyróżnić: generatory asynchroniczne klatkowe, generatory asynchroniczne pierście-niowe z przekształtnikiem w obwodzie wirnika (maszyny dwustronnie zasilane) oraz generatory synchroniczne z przemiennikiem częstotliwości (przekształtnik w obwodzie stojana).

Generatory asynchroniczne klatkowe, stosowane w elektrowniach mniejszych mocy, podczas pracy pobie-rają z sieci moc bierną, której wartość jest funkcją generowanej mocy czynnej. Nie ma technicznej możliwości zmiany wartości mocy biernej przy określonej wartości napięcia stojana i mocy czynnej, wynikającej z aktualnej prędkości wiatru i kąta natarcia łopat śmigła. Pobierana moc bierna jest najczęściej kompensowana lokalnie poprzez baterię kondensatorów. Stosuje się zwykle do trzech stopni regulacji wartości pojemności baterii kon-densatorów. Elektrownia jest wyposażana w regulator załączający odpowiednie stopnie baterii tak, aby kom-pensować moc bierną pobieraną przez generator. Dla konstrukcji małych mocy stosuje się często niesterowalną baterię kondensatorów, dobraną do kompensacji mocy biernej generatora pracującego na biegu jałowym. Tak więc generatorów asynchronicznych klatkowych nie można traktować jako sterowalnego źródła mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

40

Obecnie istnieje tendencja do zwiększania jednostkowych mocy pojedynczych elektrowni wiatrowych. Konstrukcje oparte na generatorach asynchronicznych klatkowych zostały w zasadzie wyparte przez generato-ry asynchroniczne dwustronnie zasilane. Poprzez sterowanie wartościami napięcia od strony wirnika maszyny możliwa jest zmiana generowanej w obwodzie stojana mocy biernej. Nowoczesne układy sterowania dają moż-liwości regulacji mocy biernej w szerokim zakresie, zarówno generacji, jak i poboru mocy biernej. Przykładowo dla elektrowni Vestas V90 producent podaje możliwości regulacji w zakresie od cosφ = 0,98 (generacja mocy biernej) do cosφ = 0,96 (pobór mocy biernej) przy generacji znamionowej mocy czynnej. W przypadku pracy z mocą czynną mniejszą od znamionowej możliwe jest zwiększenie generacji mocy biernej poza podane granice. Schemat zdolności regulacyjnych elektrowni Vestas V90 przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Przykładowo dla elektrowni Vestas V90 producent podaje możliwości regulacji od cosφ = 0,98 (generacja mocy biernej) do cosφ = 0,96 (pobór mocy biernej) przy generacji znamionowej mocy czynnej

Trzecim rodzajem generatorów stosowanych w elektrowniach wiatrowych są generatory synchroniczne, przyłączane do sieci z wykorzystaniem energoelektronicznego przetwornika częstotliwości. W zależności od bu-dowy przekształtnika energoelektronicznego układ taki ma potencjalne możliwości pozwalające sterować gene-rowaną mocą bierną.

Ze względu na to, że w europejskim systemie elektroenergetycznym najbardziej rozpowszechnionym roz-wiązaniem są maszyny dwustronnie zasilane, w artykule dokonano analizy strategii sterowania farmą wiatrową wyposażoną właśnie w taki typ elektrowni wiatrowych.

3. CEL STEROWANIA GENERACJĄ MOCY BIERNEJ FARMY WIATROWEJ

Możliwość sterowania mocą bierną pojedynczej elektrowni wiatrowej przekłada się na możliwości stero-wania mocą bierną całej farmy wiatrowej. Możliwość sterowania mocą bierną może potencjalnie być wykorzy-stywana do realizacji następujących zadań:

• ograniczenia wpływu zmienności wiatru na wahania (zmiany) napięcia w punkcie przyłączenia farmy do sieci elektroenergetycznej

• regulacji napięcia w sąsiedztwie farmy w stanach normalnych i awaryjnych• ograniczenia strat mocy w sieci wewnętrznej farmy wiatrowej


41

• ograniczenia strat mocy w sieci dystrybucyjnej, do której jest przyłączona farma• ograniczenia wahań napięcia w sieci dystrybucyjnej, powodowanych zmiennością obciążenia• zwiększenia zapasu stabilności napięciowej.Niniejszy artykuł podejmuje tematykę sposobu sterowania generacją mocy biernej w celu uzyskania po-

zytywnego oddziaływania na sieć dystrybucyjną. Zaproponowana strategia sterowania generacją mocy biernej farmy wiatrowej opiera się na kryterium napięciowym, gdzie nadrzędny regulator farmy wiatrowej ustala po-ziom generacji mocy biernej farmy na podstawie pomiaru napięcia w węźle przyłączenia farmy do sieci. Na rys. 2 przedstawiono proponowaną charakterystykę, jaką powinien realizować regulator. Charakterystyka z rys. 2a jest opisana następującym równaniem:

(1)

gdzie:Qg – generowana moc biernaU – napięcie w miejscu przyłączenia farmyUz – napięcie zadaneku – nachylenie charakterystyki definiowane jako:

(2)

Charakterystyka regulacyjna farmy definiowana jest przez graniczne wartości napięć Umax i Umin, przy któ-rych farma będzie pracowała z granicznymi wartościami mocy biernej QmaxA i QminA. Należy zauważyć, że granice Qmax i Qmin nie są stałe, gdyż zależą od wartości generowanej mocy czynnej, co określa charakterystyka elektrow-ni wiatrowej – przykładowo taka, jaką przedstawiono na rys. 1. Oznacza to, że w pewnych stanach pracy farmy dostępny będzie pełen zapas regulacji mocy biernej , a w pewnych zapas będzie ograniczony do aktualnych wartości minimalnej i maksymalnej mocy biernej .

Proponowany regulator ma za zadanie utrzymywanie przez farmę generacji mocy biernej bliskiej zeru, jeżeli napięcie w punkcie przyłączenia farmy do systemu elektroenergetycznego równe jest napięciu zadanemu Uz. Dla napięć mniejszych od zadanego farma ma za zadanie zwiększać generację mocy biernej w celu podnie-sienia wartości napięcia, dla napięć większych od zadanego farma przechodzi do poboru mocy biernej, obniżając napięcie w sieci. Wartość zadana napięcia może być ustawiona jako znamionowe napięcie sieci (np. 110 kV, jak założono w dalszych badaniach) lub inna wartość, przy czym celowe jest, aby o nastawie napięcia zadanego mógł decydować zdalnie właściciel/operator sieci, do której przyłączona jest dana farma wiatrowa.

Charakterystyka przedstawiona na rys. 2b jest pewną modyfikacją opisywanej wyżej charakterystyki. Wpro-wadzono w niej strefę nieczułości o wartości 2ε, powodującą pracę farmy wiatrowej bez wymiany mocy biernej z systemem elektroenergetycznym, gdy napięcie w punkcie przyłączenia bliskie jest wartości zadanej.

� ( )g z uQ U U k

� max min

max min

A Au

Q QkU U

�min max,gQ Q Q�

min max,g A AQ Q Q

Rys. 2. Proponowane charakterystyki regulacyjne farmy wiatrowej

�

Qg

U

QmaxAQminA QmaxQmin

Umax

Umin

Uz

�

Qg

U

QmaxAQminA QmaxQmin

Umax

Umin

Uz

2

a) b)

Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia w sieci dystrybucyjnej

42

4. WERYFIKACJA ALGORYTMU STEROWANIA

W niniejszym rozdziale dokonano analizy działania regulatora farmy wiatrowej pracującego według zapro-ponowanej koncepcji.

Na rys. 3 przedstawiono schemat przykładowej sieci elektroenergetycznej, wykorzystanej na potrzeby niniejszych analiz. W systemie tym można wyróżnić sieć 110 kV, która jest zasilana w dwóch punktach poprzez transformatory 220 kV/110 kV. W rozważaniach się zakłada, że transformatory te pracują ze stałą wartością prze-kładni, przez co napięcie w sieci 110 kV jest uzależnione od poboru mocy w węzłach sieci 110 kV oraz generacji mocy przez farmę wiatrową przyłączoną do węzła B14. Rozpatrywana farma wiatrowa o mocy 160 MW składa się z 80 elektrowni wiatrowych typu Vestas V90 – 2 MW, których charakterystyki możliwości regulacji mocy biernej przedstawiono uprzednio na rys 1.

Rys. 3. Schemat testowego systemu elektroenergetycznego

Generacja mocy, zarówno czynnej, jak i biernej, przez farmę wiatrową FW wpływa na poziom napięć w sieci 110 kV. Na rys. 4 pokazano, jak zmieniają się wartości napięć w węzłach B4L, B12, B14, B13 i B3L przy zmianach generacji przez farmę wiatrową.

Analizując przedstawione wykresy, dostrzegamy, że zmiany generacji mocy biernej silnie wpływają na po-ziomy napięć w rozpatrywanej sieci 110 kV. Zmiany generacji mocy biernej powodują największe efekty w postaci zmian napięć w węźle przyłączenia FW (B14) i w rozpatrywanym przypadku sięgają one ponad 15%. Najmniejszy wpływ jest obserwowany w punktach zasilania sieci 110 kV – węzłach B3L i B4L, aczkolwiek tam również zauwa-żalny jest wpływ farmy wiatrowej. Należy zwrócić uwagę na fakt, że zmiany mocy czynnej farmy wiatrowej po-ciągają za sobą zmiany ograniczeń generacji mocy biernej farmy wiatrowej, przy czym na ograniczenia generacji poszczególnych elektrowni wiatrowych farmy nakładają się dodatkowo straty mocy biernej w transformatorze

FW

B14B

B14A


43

farmy. W efekcie, przy pełnej generacji mocy czynnej, widoczne jest asymetryczne ograniczenie generacji mocy biernej do zakresu od –48 do 32 MVAr.

Rys. 4. Zmiany wartości napięć w węzłach sieci 110 kV przy zmianach generacji FW

W systemach elektroenergetycznych wartości mocy odbiorów w sieci 110 kV zmieniają się w ciągu doby zgodnie z zapotrzebowaniem odbiorców. W wykonywanych analizach założono zmienność mocy zgodnie z rys. 5. W wykonywanych dalej analizach założono, że zgodnie z przedstawionym rysunkiem zmieniają się moce we wszystkich węzłach sieci 110 kV. Różnice między poszczególnymi węzłami polegają na innych wartościach mocy maksymalnej, przebieg zmienności pozostaje jednak taki sam.

Rys. 5. Przykładowa zmienność obciążenia dla węzła B14A

�

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 5 10 15 20

P [M

W],

Q[M

var]

t [h]

Qo - B14A Po - B14A


�

0,850,9

0,951

1,05

-40 -40 -40 -32 -16 0 16 32 40 40 40

U [-

]

Qg [MVar]

Pg = 32 MW

B4L

B12

B14

B13

B3L

�

0,850,9

0,951

1,05

-80 -64 -48 -32 -16 0 16 32 48 64 80

U [-

]

Qg [MVar]

Pg = 96 MW

B4L

B12

B14

B13

B3L

�

0,850,9

0,951

1,051,1

-48 -48 -48 -32 -16 0 16 32 32 32 32

U [-

]

Qg [MVar]

Pg = 160 MW

B4L

B12

B14

B13

B3L

44

W wykonywanych badaniach określono, jak zmieniać się będą napięcia w sieci 110 kV, gdy moc bierna farmy wiatrowej pozostaje stała, wynosi zero, oraz gdy moc bierna podlega sterowaniu zgodnie z rys. 2. Przyję-to następujące założenia dla regulatora farmy wiatrowej: napięcie zadane Uz = 1 (110 kV), graniczne wartości napięć Umin = 0,95, Umax = 1,05.

Na rys. 6 przedstawiono wyniki badań pokazujące, jak zmiany mocy odbiorów (zgodne z rys. 5) wpływają na poziom napięcia w węźle B14 i węźle B12. Założono, że farma wiatrowa pracuje ze stałą wartością mocy czyn-nej wynoszącą 64 MW, co stanowi 40% jej mocy znamionowej.

a) b)

Rys. 6. Wpływ zmian mocy odbiorów w sieci 110 kV na poziom napięcia w węźle B14 i węźle B12

Przedstawione na rys. 6a i 6b przebiegi wartości napięcia w węzłach B14 i B12 wskazują, że uzależnienie wartości generowanej przez farmę wiatrową mocy biernej od poziomu napięcia prowadzi do ograniczenia zmien-ności napięcia w węzłach sieci 110 kV. Największe ograniczenie zmienności uzyskuje się oczywiście w węźle, gdzie przyłączona jest farma wiatrowa (B14), ale w węzłach sąsiednich – np. węzeł B12 uzyskuje się również istotną poprawę – wahania napięcia powodowane zmiennością obciążenia istotnie maleją. Rys. 6c i 6d pokazują zmienność napięcia w funkcji generowanej przez farmę mocy biernej lub, mówiąc inaczej, pokazują realizację charakterystyki sterowania farmy. Kolorem niebieskim pokazano sytuację, gdy farma uczestniczy w regulacji napięcia i jej moc bierna podlega sterowaniu, zaś kolorem czerwonym sytuację, gdy moc bierna pozostaje stała. Rysunki te pozwalają w łatwy sposób ocenić zmienność napięcia w węzłach przy zmianie obciążeń w sieci 110 kV. Gdy farma pracuje ze stałą wartością mocy biernej, wahania napięć sięgają ok. 6% dla węzła B14 i ok. 5% dla węzła B12. Włączenie farmy w proces regulacji napięcia powoduje zmniejszenie wahań napięcia do 2,5% w węźle B14 i do 2% w węźle B12, co jest bardzo dużą poprawą.

Instalowane w rozdzielniach GPZ WN/SN transformatory wyposażone są w podobciążeniowy przełącznik zaczepów umożliwiający zmianę przekładni transformatora. Pracą przełącznika zaczepów steruje regulator na-pięcia transformatora, zwany najczęściej skrótowo regulatorem transformatora. Ma on za zadanie utrzymanie zadanego poziomu napięcia na szynach średniego napięcia transformatora. Wobec dobowej zmiany wielkości za-potrzebowania na moc różnych odbiorców, w sieci waha się wartość napięcia. Zmianom napięcia w sieci 110 kV, towarzyszą zmiany wartości napięć po stronie średniego napięcia wszystkich transformatorów przyłączonych do

�

0,98

0,99

1

1,01

1,02

1,03

1,04

1,05

1,06

0 5 10 15 20

U [-

]

t [h]

B14 - Qg = var B14 - Qg = const�

0,99

1

1,01

1,02

1,03

1,04

1,05

0 5 10 15 20U

[-]

t [h]

B12 - Qg = var B12 - Qg = const

�

0,98

0,99

1

1,01

1,02

1,03

1,04

1,05

1,06

-40 -30 -20 -10 0 10 20

U [-

]

Qg [Mvar]

B14 - Qg = var B14 - Qg = const�

0,99

1

1,01

1,02

1,03

1,04

1,05

-40 -30 -20 -10 0 10 20

U [-

]

Qg [Mvar]

B12 - Qg = var B12 - Qg = const

c) d)


45

danej sieci 110 kV. Ponadto obciążenie każdego z transformatorów WN/SN powoduje dodatkowe spadki napięć na danym transformatorze, wpływając na wartość napięcia zasilającego sieć średniego napięcia. Tak więc, aby utrzymać zadaną wartość napięcia na stałym poziomie, konieczna jest zmiana przekładni transformatora, doko-nywana za pomocą podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Przełącznik zaczepów jest jednak urządzeniem o określonej wytrzymałości mechanicznej. Dla przełącznika określa się dopuszczalną liczbę przełączeń, po prze-kroczeniu której konieczny jest jego remont. Zwykle liczba dopuszczalnych przełączeń wynosi 50–60 na dobę. Zużycie przełącznika wiąże się przede wszystkim ze zużyciem się styków przełączających. Ponowne przywrócenie sprawności mechanicznej wiąże się z kosztownym remontem, który pociąga za sobą konieczność wyłączenia danego transformatora z eksploatacji. Fakt ten powoduje konieczność ograniczania częstości (liczby) przełączeń przełącznika zaczepów przez regulatory transformatora.

Stabilizacja napięć w sieci 110 kV przyczynia się do pozytywnego oddziaływania na pracę regulatorów transformatorów w stacjach GPZ. Jako przykład dokonano analizy, jak zmienia się przekładnia transformatora WN/SN zainstalowanego w węźle B14/B14A przy zmianach obciążenia w sieci 110 kV. Założono, że regulator transformatora ma utrzymać zadane napięcie na szynach SN wynoszące 1.

Rys. 7. Wpływ zmian mocy odbiorów w sieci 110 kV na pracę przełącznika zaczepów transformatora WN/SN dla pracy farmy ze stałą wartością mocy biernej oraz przy regulacji mocy biernej

Na rys. 7 przedstawiono porównanie układu tradycyjnego, bez sterowania mocą bierną, do układu, w któ-rym moc bierna jest uzależniona od wartości napięcia w punkcie przyłączenia farmy do sieci. Rys. 7a wskazuje, że oba rozpatrywane warianty powodują w zasadzie podobną zmienność napięć na szynach średniego napięcia transformatora. Jednak analiza rys. 7b pokazuje, że utrzymanie quasi-ustalonego poziomu napięcia na szynach SN wymaga większej zmienności przekładni transformatora, gdy farma wiatrowa pracuje ze stałą wartością mocy biernej. Dla układu z aktywną regulacją mocy biernej farmy wiatrowej nastąpiło 17 przełączeń zaczepów transformatora, podczas gdy w układzie tradycyjnym przełączeń było aż 451. Efekt ten powodowany jest ustabi-lizowaniem poziomu napięcia sieci 110 kV przez generację mocy biernej farmy wiatrowej. Dzięki temu ogranicza się liczbę przełączeń zaczepów transformatorów WN/SN przyłączonych do tej sieci.

Koordynacja działania regulatorów farm wiatrowych z działaniem regulatorów transformatorów powstaje w sposób naturalny, bez konieczności wymiany jakichkolwiek informacji, gdyż regulatory transformatorów za-wsze działają ze zwłoką czasową. Wystarczy więc, że regulacja mocy biernej farm wiatrowych będzie szybsza od działania regulatorów transformatorów i wtedy w pierwszej kolejności zmieniana będzie moc bierna farm wiatrowych, potem zaś zmieniane będą zaczepy w transformatorach.

5. PODSUMOWANIE

W pracy wskazano, że farmy wiatrowe mogą być nowym elementem systemu sterowania poziomami na-pięć i rozpływu mocy biernej w KSE. Współczesne konstrukcje elektrowni wiatrowych (a zwłaszcza elektrownie

1 Jako pojedyncze przełączenie rozumie się zmianę przekładni o wartość odpowiadającą zmianie o jeden zaczep regulacyjny. W rozpatrywanym przy-padku wartość ta wynosi 1,11%.


a) b)�

0,985

0,99

0,995

1

1,005

1,01

1,015

1,02

0 5 10 15 20

U [-

]

t [h]

B14A - Qg = var B14A - Qg = const�

0,92

0,94

0,96

0,98

1

1,02

1,04

1,06

0 5 10 15 20

teta

[-]

t [h]

teta - Qg = var teta - Qg = const

46

z maszynami asynchronicznymi dwustronnie zasilanymi) umożliwiają płynne sterowanie wartością generowanej mocy biernej. Ta zaleta może i powinna być wykorzystana w celu poprawy jakości sterowania napięciami – głów-nie w sieciach rozdzielczych 110 kV, gdzie przyłączana jest znakomita większość budowanych obecnie farm wiatrowych.

Należy zwrócić jednak uwagę, że mimo braku konieczności komunikacji z nadrzędnymi układami regulacji czy innymi farmami przyłączonymi w sąsiedztwie, aby spełnić wymienione cele regulacyjne konieczna jest koor-dynacja układów sterujących wszystkich farm i innych źródeł mocy biernej poprzez kształtowanie ich charakte-rystyk statycznych Q = f(U) oraz szybkości działania.

W przypadku występowania ograniczeń możliwości regulacji mocy biernej przez farmy wiatrowe o małej mocy lub wyposażonych w elektrownie wiatrowe starego typu (generatory asynchroniczne bez przekształtni-ków) rzeczywiste rezultaty współpracy takich farm wiatrowych z systemem elektroenergetycznym mogą być mniej zadowalające, niż pokazano w artykule.

BIBLIOGRAFIA

1. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009.2. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Opracowanie koncepcji wykorzystania farm wiatrowych (FW) w procesie

planowania pracy i prowadzenia ruchu, przy uwzględnieniu możliwości uczestnictwa FW w regulacji parametrów pracy systemu elektroenergetycznego w stanach normalnej i zakłóceniowej pracy KSE oraz określenie sposobu integracji FW w nadrzędnych systemach sterowania i regulacji OSP, PSE-Operator, 2007.

3. IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci v. 1.2. Tekst jednolity obowiązujący od dnia: 5 listopada 2007 roku.


48

Autorzy / Biografie

Henryk KocotGliwice / Polska

Od chwili ukończenia studiów na Wydziale Elek-trycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach (1989) zatrudniony w Instytucie Elektroenergetyki i Stero-wania Układów macierzystej uczelni. W 2000 roku, po obronie pracy doktorskiej, został mianowany na stanowisko adiunkta i nadal na nim pozostaje.Działalność naukowo-badawcza koncentruje się wokół szeroko rozumianych sieci elektroenerge-tycznych i obejmuje analizy techniczno-ekonomicz-ne pracy sieci oraz analizy związane z rozwojem tych sieci. Ważnym elementem działalności nauko-wej są sprawy kształtowania rynku energii, głównie poprzez opłatę przesyłową. Elementem wiążącym są sprawy związane z badaniem bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju w horyzontach wieloletnich, w połączeniu z elementami ochrony środowiska (Unijny Pakiet Energetyczno-Klimatycz-ny 3x20). Istotnym elementem działalności była, szczególnie w latach 2003–2007, stała współpraca z wielkimi odbiorcami energii elektrycznej w kraju, związana z ich obecnością na rynku energii.

Henryk Kocot / Politechnika Śląska

49Energetyka rozproszona

w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku

Streszczenie

W artykule przedstawiono podstawowe proble-my związane z rozwojem sektora elektroenergetycznego w horyzoncie wieloletnim. Szczególną uwagę zwrócono na problemy związane z wypełnieniem unijnego Pakietu Kli-matyczno-Energetycznego 3x20 oraz na bezpieczeństwo i koszty dostaw energii do odbiorcy.

Realizacja celów tego pakietu będzie skutkować sil-nym rozwojem generacji rozproszonej. Przyłączenie dużej liczby źródeł małej mocy do sieci powoduje z jednej strony duże problemy natury technicznej, powodowane pracą sieci (dotychczas pracujących jako otwarte) w układzie zamknię-

tym, z drugiej strony, ze względu na zbliżenie wytwórcy do odbiorcy, powoduje poprawę wskaźników techniczno-eko-nomicznych pracy sieci. W artykule zaprezentowano model matematyczny ograniczeń, jakie muszą spełniać scenariu-sze rozwojowe systemu elektroenergetycznego, i analizę – w skali makro – wpływu źródeł rozproszonych na łączne koszty pracy sieci oraz na wystarczalność systemu wytwór-czego w przypadku realizacji scenariusza silnego rozwoju generacji rozproszonej (scenariusza innowacyjnego) na tle rozwoju generacji wielkoskalowej (scenariusza kontynu-acji).

ENERGETYKA ROZPROSZONA W SCENARIUSZACH ROZWOJOWYCH POLSKIEJ ELEKTROENERGETYKI DO 2020 ROKU

dr inż. Henryk Kocot / Politechnika Śląska

WPROWADZENIE

Bezpieczeństwo energetyczne, w tym bezpieczeństwo elektroenergetyczne, stało się w ostatnim czasie jednym z głównych priorytetów polityki gospodarczej zarówno w Polsce, jak i w całej Unii Europejskiej. W naj-bliższej perspektywie czasowej polski sektor energetyczny stoi przed dużym wyzwaniem. Z jednej strony musi zaspokajać rosnący popyt na energię elektryczną (mimo kryzysu gospodarczego szacuje się, że przyrost zapo-trzebowania na energię będzie wynosił około 2% rocznie, choć w pierwszym okresie może on być nieco mniejszy), podczas gdy większość jednostek wytwórczych, służących do produkcji energii elektrycznej i cieplnej, wymaga modernizacji (lub całkowitego odstawienia). Co prawda, ostatnie zapowiedzi zarówno firm energetycznych, jak i rządu, mówią o bardzo silnym i dynamicznym rozwoju bazy wytwórczej wielkoskalowej, zarówno w jednost-kach węglowych, jak i jądrowych. Z drugiej strony uwarunkowania środowiskowe zawarte w unijnym Pakiecie Energetyczno-Klimatycznym 3x20 nakładają znaczne ograniczenia w strukturze nowych mocy wytwórczych. Wy-móg zwiększania udziału energii produkowanej ze źródeł odnawialnych do 15% (łączny udział w rynku energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych) skłania poszczególne przedsiębiorstwa energetyczne do większego zaangażowania w produkcję tej energii (przedsięwzięcia te zostały już zapisane w wielu strategiach działań tych przedsiębiorstw). Zwiększenie udziału źródeł odnawialnych oraz kogeneracyjnych opalanych gazem ziemnym powoduje jakościową zmianę, jeśli chodzi o strukturę wytwarzania, tj. znacząco zwiększa się udział generacji rozproszonej w całkowitej zainstalowanej mocy wytwórczej.

W tej sytuacji konieczna staje się odpowiedź na pytanie o dalsze kierunki polityki energetycznej kraju, a aby odpowiedź ta była racjonalna, konieczna staje się analiza różnych scenariuszy rozwojowych dla elektro-energetyki, przy czym, ze względu na silne powiązanie energetyki odnawialnej, w tej analizie należy uwzględnić również zapotrzebowanie i produkcję energii cieplnej. Scenariusze te powinny zostać następnie poddane jedna-kowej analizie techniczno-ekonomicznej, która powinna odpowiedzieć na pytanie, jaka będzie strategia rozwoju polskiej energetyki w perspektywie najbliższych 10–15 lat. Scenariusze takie są budowane przez różne ośrodki naukowo-badawcze [1]. Specyfika ich budowy czasem jednak znacznie się różni, co w większości przypadków uniemożliwia ich bezpośrednie porównywanie.

Poniżej przedstawiono koncepcję jednolitego podejścia do tworzenia różnych scenariuszy rozwojowych (ze znaczącym udziałem energetyki rozproszonej), na które zostały nałożone różnorakie ograniczenia. Ograniczenia te związane są: po pierwsze – z koniecznością zaspokojenia potrzeb energetycznych w wieloletniej perspektywie czasowej (produkcja energii elektrycznej i ciepła), po drugie – z koniecznością wypełnienia wymogów pakietu 3x20 oraz po trzecie – z wystarczalnością mocy wytwórczych, związaną bezpośrednio z bezpieczeństwem dostaw energii. Na podstawie tych ograniczeń można poszukiwać rozwiązań dopuszczalnych dla scenariuszy (spełnia-

50

jących wyżej wymienione ograniczenia). Innym podejściem jest próba znalezienia rozwiązania optymalnego ze względu na różne kryteria (różne funkcje celu), z uwzględnieniem ww. ograniczeń. Ze względu na specyfikę zada-nia oraz silne powiązanie bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego) dostaw energii do odbiorcy z ceną tej energii najlepszym kryterium optymalizacyjnym powinno być kryterium kosztowe. Należy jednak zwró-cić uwagę, że to drugie podejście jest zadaniem trudnym do rozwiązania, gdyż jest to w szczególności proces optymalizacji dynamicznej [4].

ZAŁOŻENIA DO BUDOWY SCENARIUSZY ROZWOJOWYCH

W celu budowy modelu matematycznego ograniczeń oraz funkcji optymalizowanej dokonuje się podziału jednostek wytwórczych na kilka grup. Podział ten może być bardziej lub nieco mniej szczegółowy, przy czym zawsze powinien uwzględniać przynajmniej takie grupy jak – w przypadku energii elektrycznej – wielkoskalo-we źródła cieplne opalane węglem, źródła węglowe produkujące energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem, źródła jądrowe oraz źródła małej skali gazowe na gaz ziemny (pracujące w skojarzeniu oraz szczytowe), źródła wiatrowe, źródła biogazowe (skojarzone oraz ewentualnie pracujące tylko jako źródła autonomiczne), źródła energetyki wodnej, zaś w przypadku energii cieplnej wymienione już źródła skojarzone oraz autonomiczne źródła energii cieplnej opalane węglem, gazem ziemnym i biogazem.

Zapotrzebowanie na energię elektryczną w rozpatrywanym horyzoncie można przedstawić jako:

(1)

gdzie:αA δA – odpowiednio wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w modelu dyskretnym i ciągłym, przy

czym δA= ln (1+αA).Moc szczytową można przedstawić analogicznie jak zapotrzebowanie na energię, tj.

(2)

przy czym oznaczenia przyrostów mocy są analogiczne jak we wzorze (1).Warunek pokrycia zapotrzebowania energii elektrycznej w roku t można zapisać:

(3)

gdzie: – przyrost mocy wytwórczej dla i-tej grupy wytwórców w roku (chwili t) – względny czas wykorzystania mocy zainstalowanej dla i-tej grupy wytwórców

– pochodna strat mocy w sieci względem przyrostu mocy dla i-tej grupy wytwórców.

Warunek wystarczalności mocy wytwórczych można sformułować w następujący sposób – prawdopodo-bieństwo wystąpienia przypadku, że dostępna moc wytwórcza PD jest mniejsza niż moc szczytowa systemu PZ, jest mniejsze od wartości dopuszczalnej wdop. Warunek ten można zapisać:

(4)

przy czym

� tZ

tPZZ

PePPtP �� 010

� tPZ

� tZ

tAZZ

AeAAtA �� 010

� t

Z

t

iiEi

Ei

strEiZ

AeA dt TtPP

PtPA �00

0

� tPEi�iT

�

Ei

str

PP

� twtPtPP dopZD


51

(5)

gdzie: – oznacza całą trajektorię przyrostów mocy wytwórczych dla i-tej grupy źródeł od chwili ze-

rowej do czasu t – jest współczynnikiem dyspozycyjności dla źródeł i-tej grupy,górny indeks W oznacza analogiczne wielkości dla źródeł wycofanych w okresie od 0 do t. Ograniczenia wynikające z pakietu 3x20 muszą uwzględniać wszystkie trzy rynki końcowe, co po przy-

jęciu, że rynek paliw transportowych będzie miał stały udział (10%), skutkuje uwzględnieniem rynku energii elektrycznej oraz ciepła, które to rynki się silnie przenikają. Ograniczenie, co do udziału energii odnawialnej AODN, można zapisać:

(6)

gdzie: – przyrost mocy wytwórczej cieplnej dla j-tej grupy, przy czym indeksy i oraz j obejmują we wzorze

(6) tylko grupy źródeł odnawialnych. Drugim celem pakietu 3x20 jest ograniczenie emisji dwutlenku węgla MCO2

, które można zapisać w sposób analogiczny jak (6).

Bardzo ważnym elementem mającym wpływ na prowadzenie analizy oraz jej wynik jest sposób rozłoże-nia w czasie celów pakietu 3x20, co we wzorze (6) przekłada się na postać zależności AODN (t) [i analogicznie MCO2(t)]. Można założyć ograniczenie na te parametry tylko w roku końcowym analizy (cele pakietu 3x20) lub dokonać rozłożenia tych celów w czasie, np. liniowo lub w inny zdeterminowany sposób (np. udziały energii zielonej w zużyciu końcowym energii elektrycznej, jak w aktualnym stanie prawnym). Ten element analizy może uwzględniać politykę energetyczną kraju lub, będąc wynikiem analizy, wskazywać założenia dla tej polityki.

Ostatnim ograniczeniem związanym z budową scenariuszy rozwojowych jest dostępność środków finan-sowych na rozwój źródeł. Mogą to być środki różnego pochodzenia: kapitał prywatny, środki budżetu państwa oraz środki generowane pośrednio przez energetykę. Do tej trzeciej grupy należeć będą m.in. środki pochodzące ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. To ograniczenie ma ścisły związek z polityką energetyczną, ale również szerzej z polityką gospodarczą kraju (jednym z elementów pakietu antykryzysowego we wszystkich państwach UE oraz w USA jest promocja energetyki rozproszonej, w tym głównie energetyki odnawialnej).

ZDEFINIOWANIE PORÓWNYWALNYCH SCENARIUSZY ROZWOJOWYCH

Jako przykład analizy wykonanej za pomocą prezentowanego modelu ograniczeń (bez rozwiązania zadania optymalizacyjnego) posłuży analiza porównawcza dwóch scenariuszy: innowacyjności SI (silny rozwój źródeł odnawialnych, w tym głównie biogazowych) oraz scenariusz kontynuacji SK (rozwój dużych źródeł węglowych). Scenariusze te zostały zdefiniowane m.in. w [1, 7], przy założeniu 2-proc. wzrostu zapotrzebowania na energięelektryczną, a główne ich cechy są następujące.

Scenariusz kontynuacji, którego głównymi cechami są:1. Wzmocnienie korporacyjnego charakteru elektroenergetyki2. Częściowe wyjęcie inwestycji na rzecz bezpieczeństwa energetycznego spod rygorów efektywności

ekonomicznej3. Ukierunkowanie na rozwój wielkoskalowych technologii wytwórczych i sieci przesyłowych.Scenariusz ten poniżej będzie rozpatrywany głównie pod kątem cechy nr 3 oraz ukierunkowania go na

energetykę węglową.

� Wi

WEiiEiDD AFtPAFtPAFPftP ,0,,0,0,0)(

� tPEi 0

� iAF

� tA dt TtP dtTtP

PP

tPA ODN

t

jjQj

t

iiEi

Ei

strEiODN

00

0

� tPQj

Energetyka rozproszona w scenariuszach rozwojowych polskiej elektroenergetyki do 2020 roku

52

W SK przyjęto znacznie ograniczony rozwój generacji w źródłach odnawialnych oraz źródłach opalanych gazem ziemnym, a mianowicie przy zachowaniu udziału tych segmentów produkcji na poziomie wynikającym z zapisów rozporządzeń, ale dla roku 2009. Aby spełnić w tym przypadku wymagania pakietu 3x20, w scenariuszu tym, który można by nazwać scenariuszem zaniechania (w rozumieniu dalszego rozwoju energetyki odnawial-nej), udział energii odnawialnej w rynku ciepła musiałby sięgać 25, 4%.

Scenariusz innowacyjny, którego głównymi cechami są: 1. Intensyfikacja wykorzystania istniejących zdolności wytwórczych i sieci przesyłowych za pomocą me-

chanizmów rynkowych (przy minimalnych nakładach inwestycyjnych)2. Budowa 20-procentowego segmentu innowacyjnej energetyki rozproszonej (elektroenergetyki, cie-

płownictwa, paliw transportowych) i wykreowanie rolnictwa energetycznego3. System zarządzania bezpieczeństwem energetycznym oparty na wykorzystaniu zdolności technologii

energetycznych do odpowiedzi na sygnały rynkowe (wzrosty cen) 4. System regulacji ukształtowany na kosztach referencyjnych dostaw energii elektrycznej, uwzględniają-

cych pełną internalizację kosztów zewnętrznych (ekologicznych)będzie analizowany głównie pod kątem cechy 1 i 2. Dla tego scenariusza przyjęto, że udział energii elektrycznej produkowanej w źródłach odnawialnych bę-

dzie kształtował się na poziomie 20% całkowitego zużycia energii, co pociąga za sobą udział energii odnawialnej w produkcji ciepła na poziomie 15, 4% (przy 10-proc. udziale w paliwach transportowych). Dodatkowo założono rozwój generacji wykorzystującej gaz ziemny do wartości 5% (energia żółta) oraz rozwój produkcji skojarzonej do poziomu 25% w roku 2020.

Przyjęte przyrosty produkcji energii żółtej i czerwonej do roku 2020 są podobne jak w obowiązującym rozporządzeniu dotyczącym rozwoju tych rodzajów produkcji do 2012 roku. W energetyce odnawialnej przy-jęto zgodnie z danymi prezentowanymi w [5], że udział energetyki wodnej w tym segmencie będzie przyrastał w sposób nieznaczny, że moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych osiągnie w roku 2020 poziom 5000 MW, a produkcja energii osiągnie wartość 8,5 TWh. Istotnym elementem, przyjętym również w analizie po-szczególnych scenariuszy, jest również sposób pokrywania w nich segmentu energetyki skojarzonej. Mianowicie w scenariuszu innowacyjnym dąży się do maksymalizacji wykorzystania energii odnawialnej w wyniku produkcji skojarzonej energii elektrycznej i ciepła, przede wszystkim na bazie biogazu. W scenariuszu kontynuacji nato-miast ten segment produkcji energii elektrycznej i ciepła pochodzi głównie z produkcji wykorzystującej węgiel kamienny (jak dotychczas).

Na rys. 1 przedstawiono produkcję energii dla prezentowanych scenariuszy z podziałem na energie „ko-lorowe”.

Rys. 1. Produkcja energii elektrycznej w rozpatrywanym horyzoncie a) dla SI, b) dla SK

�

0,00�

50,00�

100,00�

150,00�

200,00�

250,00�

Rok�

Pozostała�Żółta�Czerwona�Zielona�

�

0,00�

50,00�

100,00�

150,00�

200,00�

250,00�

Rok�

TWh�

Pozostała�Żółta�Czerwona�Zielona�

��

TWh�

a) b)


53

ANALIZA PORÓWNAWCZA SCENARIUSZY

Wystarczalność systemu

Obszerny opis problemu wystarczalności systemu wytwórczego można znaleźć w literaturze, w kraju pełny obraz daje opracowanie [2]. Ograniczenie (4) jest równoznaczne z zastosowaniem wskaźnika LOLP (Loss of Load Probabilisty) do oceny wystarczalności systemu wytwórczego i podanie dla niego wartości granicznej Wdop.

Analizę wystarczalności systemu wytwórczego w rozpatrywanych scenariuszach wykonano metodą sy-mulacyjną dla każdego roku analizy. Na rys. 2 przedstawiono rozkład mocy wytwórczych dla roku 2007 (rok ten stanowił bazę odniesienia). Rozkład ten otrzymano, wykorzystując dane dotyczące wszystkich jednostek zainsta-lowanych w systemie krajowym i ich współczynników dyspozycyjności AF. Istotną cechę otrzymanego rozkładu stanowi to, że jest on rozkładem normalnym (przeprowadzono odpowiedni test statystyczny) o wartości średniej równej 27 413 MW i odchyleniu standardowym równym 913 MW.

Rys. 2. Rozkład dostępnych mocy wytwórczych w roku bazowym 2007

Dla zadanych energii niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania w kolejnych latach wyznaczono, na pod-stawie typowych, przeciętnych wartości czasu wykorzystania mocy zainstalowanej dla poszczególnych typów jednostek, wielkości niezbędnych przyrostów mocy wytwórczych niezbędnych do pokrycia danego zapotrzebo-wania. Uwzględniając te przyrosty mocy, dokonywano symulacji dostępnych mocy i wyznaczono rozkłady tych mocy dla kolejnych lat i dwóch analizowanych scenariuszy.

W tab. 1 zamieszczono parametry statystyczne dla otrzymanych rozkładów, natomiast na rys. 3 przedsta-wiono przykładowe rozkłady dla roku 2020.

Tab. 1. Parametry statystyczne otrzymanych rozkładów dla scenariusza innowacyjnego i kontynuacji w poszczególnych latach

RokScenariusz innowacyjny Scenariusz kontynuacji

E(P)[MW]

σ (P)[MW] v E(P)

[MW]σ (P)[MW] v

2007 27 413 913 0,0333 27 413 913 0,03332008 27 825 890 0,0320 27 753 925 0,03332009 28 446 909 0,0319 28 265 908 0,03212010 28 941 915 0,0316 28 700 921 0,03212011 29 508 899 0,0305 29 243 951 0,03252012 30 148 912 0,0303 29 713 959 0,03232013 30 781 927 0,0301 30 149 954 0,03172014 31 441 936 0,0298 30 565 966 0,03162015 32 014 946 0,0296 30 947 984 0,03182016 32 685 963 0,0295 31 523 1008 0,03202017 33 229 974 0,0293 31 927 1002 0,03142018 33 654 963 0,0286 32 278 1012 0,03142019 34 253 949 0,0277 32 943 1040 0,03162020 34 784 944 0,0271 33 296 1051 0,0316

�Rok 2007

0,0001 0,0001 0,00520,0159

0,0448

0,0878

0,1574

0,2196 0,2196

0,1491

0,0702

0,02510,0037 0,0014

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

(23 376 – 30 628) MW

Moc [MW]

Czę

stoś

ć


54

Rys. 3. Rozkład mocy dyspozycyjnych w roku 2020 a) dla SI, b) dla SK

Na rys. 4 przedstawiono wartości średnich mocy dyspozycyjnych oraz mocy zainstalowanych dla poszcze-gólnych lat analizy oraz scenariuszy rozwojowych.

Gdyby wyznaczyć stosunek mocy zainstalowanej do mocy średniej dyspozycyjnej, to jego wartość dla SI rośnie, natomiast dla SK utrzymuje się mniej więcej na jednym poziomie. Oznacza to, że aby dostarczyć do systemu elektroenergetycznego tę samą ilość energii elektrycznej, w celu rozwoju innowacyjnego trzeba zain-stalować większą moc niż w przypadku SK. Spowodowane jest to mniejszym czasem wykorzystania mocy zainsta-lowanej źródeł odnawialnych, które dominują w rozwoju scenariusza innowacyjnego. Jest to niewątpliwie wadą tego scenariusza, jednak z drugiej strony wpływa to korzystnie na wskaźnik LOLP, będący prawdopodobieństwem niepokrycia zapotrzebowania.

�Scenariusz innowacyjny 2020 rok

0,0041 0,00440,0194

0,0497

0,0901

0,146

0,179 0,1818

0,1538

0,0978

0,051

0,01780,0039 0,0012

0

0,05

0,1

0,15

0,2

(31 942,5 – 37 618,5) MW

Moc [MW]

Często

ść

�Scenariusz kontynuacji 2020 rok

0,0004 0,0016 0,00530,0176

0,0398

0,0895

0,164

0,2034 0,2081

0,1598

0,0795

0,02520,0051 0,0007

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

(28 790 –36 858) MW

Moc [MW]

Często

ść

a) b)

Rys. 4. Moc średnia dyspozycyjna i moc zainstalowana

Wskaźnik LOLP może być określony na podstawie otrzymanych rozkładów mocy dyspozycyjnej i mocy szczytowej zapotrzebowania w danym roku. Przyjmując przyrosty mocy szczytowej na poziomie 1,5% rocznie oraz 2%, wyznaczono prawdopodobieństwa niepokrycia zapotrzebowania na moc w danym roku dla obydwu sce-nariuszy – wyniki przedstawiono w tab. 2.

�

Zmiana mocy zainstalowanej i średniej dyspozycyjnej

20

25

30

35

40

45

50

2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

Rok

Moc

[GW

]

Moc zainstalowana SK Moc zainstalowana SIŚrednia moc dyspozycyjna SK Średnia moc dyspozycyjna SI


55

Tab. 2. Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania dla 1,5% i 2% przyrostu mocy szczytowej

RokRoczny przyrost mocy 1,5% Roczny przyrost mocy 2,0%

Moc szczytowa [MW] SI SK Moc szczytowa

[MW] SI SK

2007 24 611 1,074·10-3 1,074·10-3 24 611 1,074·10-3 1,074·10-32008 24 980 6,952·10-4 1,360·10-3 25 103 1,113·10-3 2,086·10-32009 25 349 3,284·10-4 6,603·10-4 25 595 8,519·10-4 1,638·10-32010 25 718 2,138·10-4 6,023·10-4 26 088 9,103·10-4 2,284·10-32011 26 088 7,112·10-5 4,540·10-4 26 580 5,631·10-4 2,553·10-32012 26 457 2,592·10-5 3,429·10-4 27 072 3,720·10-4 2,944·10-32013 26 826 9,930·10-6 2,477·10-4 27 564 2,599·10-4 3,368·10-32014 27 195 2,862·10-6 2,428·10-4 28 057 1,500·10-4 4,712·10-32015 27 564 1,275·10-6 2,930·10-4 28 549 1,247·10-4 7,405·10-32016 27 933 4,016·10-7 1,844·10-4 29 041 7,716·10-5 6,902·10-32017 28 303 2,124·10-7 1,492·10-4 29 533 7,392·10-5 8,442·10-32018 28 672 1,149·10-7 1,832·10-4 30 025 8,214·10-5 1,300·10-22019 29 041 1,986·10-8 8,774·10-5 30 518 4,147·10-5 9,857·10-32020 29 410 6,249·10-9 1,089·10-4 31 010 3,196·10-5 1,500·10-2

�

1,00E-09

1,00E-08

1,00E-07

1,00E-06

1,00E-05

1,00E-04

1,00E-03

1,00E-02

1,00E-01

1,00E+002007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Rok

Wa

rto

ść

pra

wd

op

od

ob

ień

stw

a

Scenariusz innowacyjny Scenariusz kontynuacji

Rys. 5. Wartości prawdopodobień-stwa niepokrycia zapotrzebowania dla SI oraz SK w poszczególnych la-tach dla przyrostu mocy szczytowej a) 1,5%, b) 2,0%

a)

b)

Istotną cechą otrzymanych wyników jest to, że za każdym razem prawdopodobieństwo niepokrycia zapo-trzebowania w scenariuszu innowacyjnym jest mniejsze niż w scenariuszu kontynuacji. Wynika to przede wszyst-kim z większej mocy zainstalowanej w systemie, co prowadzi do tego, że prawdopodobieństwo wypadnięcia

�

1,00E-05

1,00E-04

1,00E-03

1,00E-02

1,00E-01

1,00E+002007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Rok

Wa

rto

ść

pra

wd

op

od

ob

ień

stw

a

Scenariusz innowacyjny Scenariusz kontynuacji


56

większej liczby bloków w tym samym czasie jest znikome. Jeśli porównywać wartości otrzymanych prawdopo-dobieństw, to należy zwrócić uwagę, że przy przyroście 1,5% mocy szczytowej dla obydwu scenariuszy wskaźniki LOLP w miarę upływu czasu się zmniejszają oraz ich wartości są bardzo małe, natomiast dla przyrostu 2% rocznie mocy szczytowej w scenariuszu kontynuacji następuje wzrost tego prawdopodobieństwa, a jego wartość sięga ponad 1%, co oznacza bardzo duże prawdopodobieństwo wystąpienia stanów zagrożenia niedoboru mocy w sys-temie. Oznacza to niespełnienie warunku (4), czyli należy zwiększyć moc zainstalowaną w systemie.

Wpływ generacji rozproszonej na pracę sieciAnalizę pracy sieci zamkniętej przeprowadzono, wykonując obliczenia optymalnego rozpływu mocy OPF,

przy wykorzystaniu oprogramowania MATPOWER [9]. Dla zimowych układów pracy sieci w latach 2008–2009 do 2014–2015 wyznaczono optymalny rozpływ mocy w układzie podstawowym (bez włączonej znacznej generacji rozproszonej), a każdy układ został zmodyfikowany poprzez włączenie źródeł małej mocy modelowanych w wę-złach odbiorczych (110/SN). Ze względu na dużą niepewność lokalizacyjną małe źródła włączane były w sposób losowy do węzłów. Dla każdego roku przeprowadzono po 100 symulacji różnych lokalizacji źródeł, a parametry opisujące pracę sieci wyznaczono, opierając się na analizie statystycznej otrzymanych wyników. Podstawowym wskaźnikiem opisującym pracę sieci była nadwyżka sieciowa (NS). Wielkość ta (jednowartościowa) pozwala na wycenę strat i ograniczeń występujących w sieci i w ten sposób pozwala porównywać różne stany pracy sieci [10]. Im większa wartość tego parametru, tym stan sieci jest gorszy (większe koszty strat lub/i ograniczeń). W tab. 3 przedstawiono otrzymane wartości jednostkowej (odniesionej do energii odbieranej) nadwyżki siecio-wej w poszczególnych latach w układach bez i z generacją rozproszoną w sieci, przy czym wartości podane dla pracy z generacją rozproszoną są wartościami średnimi, otrzymanymi w wyniku analizy losowych rozkładów lokalizacji źródeł rozproszonych. Wyniki nadwyżki sieciowej przedstawiono również na rys. 6.

Tab. 3. Jednostkowa nadwyżka sieciowa [zł/MWh] w układzie normalnym sieci w zimie bez i z uwzględnieniem generacji rozproszonej

Sezon Bez generacji rozproszonej Z generacją rozproszoną

2008–2009 8,86 6,34

2009–2010 12,61 5,90

2010–2011 11,82 4,77

2011–2012 9,75 3,63

2012–2013 11,08 5,87

2013–2014 11,48 6,18

2014–2015 15,32 5,79

Należy zwrócić uwagę, że wartości przeciętne nadwyżki sieciowej po uwzględnieniu generacji rozproszo-nej są w każdym roku znacznie mniejsze niż bez uwzględnienia tej generacji. Oznacza to, że małe źródła rozpro-szone po całym obszarze będą korzystnie wpływać na pracę sieci (zmniejszenie strat sieciowych oraz ograniczeń w przepustowości gałęzi). Oprócz wartości średniej istotny również jest rozkład NS dla poszczególnych wylo-sowanych rozkładów lokalizacyjnych źródeł rozproszonych. Na rys. 7 przedstawiono otrzymane przykładowe rozkłady NS w dwóch różnych latach. Charakterystyczny dla tych histogramów jest fakt, że występują na nich również wartości NS przekraczające wartość w układzie bez generacji rozproszonej. Pozwala to na wyciągnięcie wniosku, że nie każdy rozkład tej generacji (nie każda lokalizacja) wpływa korzystnie na pracę sieci. Wraz ze wzrostem obciążenia kształt rozkładu NS jest bardziej korzystny, tzn. większa liczba rozkładów lokalizacyjnych posiada mniejszą NS niż układ podstawowy. Oznacza to, że szczególnie w kolejnych latach generacja rozproszona może znacznie poprawić pracę sieci.


57

Rys. 6. Jednostkowa nadwyżka sieciowa dla pracy sieci bez oraz z uwzględnieniem generacji rozproszonej

�

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

� ��

��

��

� ��

��

Rys. 7. Rozkład NS dla układu a) 2008–2009, b) 2011–2012

Patrząc w sposób statystyczny na wartości nadwyżki sieciowej, należy stwierdzić, że jej wartości w ukła-dach bez generacji rozproszonej są większe niż wartości oczekiwane tej nadwyżki z uwzględnieniem generacji rozproszonej, powiększone o dwie wartości odchylenia standardowego w sezonie 2008–2009 i trzy te wartości w sezonach 2011–2012 oraz 2014–2015. Oznacza to, że prawdopodobieństwo sytuacji, w której generacja roz-proszona pogarsza stan pracy sieci, jest bardzo małe (choć nie zerowe). Oprócz NS ważne jest również porów-nanie ograniczeń występujących w sieci. Wielkość pojedynczego ograniczenia (jego wpływ na łączne koszty prze-syłu i nadwyżkę sieciową) charakteryzuje mnożnik Lagrange’a µ dla przepływu gałęziowego, będący wynikiem zadania optymalizacyjnego OPF. Dla układu normalnego zimy 2008–2009 ograniczenia wystąpiły na 5 liniach 110 kV, przy czym mnożniki Lagrange’a wynosiły dla tych ograniczeń od 60,7 do 574,2 zł/MWh. W tab. 4 przed-stawiono wszystkie wartości mnożników Lagrange’a dla linii, na których wystąpiło ograniczenie, bez generacji rozproszonej oraz po jej włączeniu. W przykładzie z generacją rozproszoną podano wartości oczekiwane E(µ) (średnie) oraz odchylenie standardowe �(µ).

a) b)


58

Tab. 4. Mnożniki Lagrange’a [zł/MWh] w liniach z ograniczeniami dla układu zimy 2008–2009

LiniaBez GR Z uwzględnieniem GR

μ E(μ) σ(μ)

Linia 1 574,2 497,2 170,2

Linia 2 60,7 28,7 7,4

Linia 3 207,1 39,8 81,7

Linia 4 371,2 266,7 109,3

Linia 5 499,7 273,8 215,2

Należy jeszcze dodać, że często po wprowadzeniu generacji rozproszonej ograniczenia były likwidowane całkowicie (μ = 0). Jest to kolejny argument za odpowiednim doborem lokalizacji przynajmniej niektórych źró-deł generacji rozproszonej. W tab. 5 podano natomiast zmienność mnożnika Lagrange’a dla jednej linii, na której w układach podstawowych (bez generacji rozproszonej) pojawiały się zawsze ograniczenia.

Tab. 5. Mnożniki Lagrange’a [zł/MWh] dla wybranej linii w poszczególnych latach analizy

SezonBez GR Z uwzględnieniem GR

μ E(μ) σ(μ)

2008–2009 574,2 497,2 170,2

2009–2010 657,7 276,7 257,6

2010–2011 614,6 361,9 215,0

2011–2012 582,1 345,2 210,7

2012–2013 555,2 323,0 223,9

2013–2014 576,0 293,0 201,7

2014–2015 764,8 293,9 192,1

Również w tym przypadku korzyści z wprowadzenia generacji rozproszonej powiększają się wraz z jej ilością. Patrząc w sposób statystyczny, analogicznie jak w przypadku nadwyżki sieciowej, można stwierdzić, że prawdopodobieństwo, iż wartości współczynników Lagrange’a dla linii z ograniczeniami, przy znacznym udziale generacji rozproszonej, będą większe, niż gdy tej nie ma, jest znikome.

PODSUMOWANIE

Przedstawiony sformalizowany matematycznie model rozwoju mocy wytwórczych pozwala przeprowadzić analizę rozwojową systemu elektroenergetycznego z uwzględnieniem ograniczeń technicznych oraz środowisko-wych. Model ten pozwala na jednolitą ocenę różnych scenariuszy rozwojowych pod kątem ekonomicznym oraz technicznym (związanym z bezpieczeństwem dostaw energii elektrycznej do odbiorców).

W trakcie definiowania analizowanych scenariuszy rozwojowych wyraźnie zakładano, że są to scenariuszeskrajne, których realizacja w pełni nie będzie raczej miała miejsca, a rozwój sektora wytwórczego, pociągający za sobą zmiany w sektorze przesyłu i dystrybucji, będzie pewną wypadkową tych scenariuszy. To nie zmienia najważniejszego wniosku, że przedstawione wyniki analiz porównawczych wykazują większą efektywność scena-riusza innowacyjnego.

Praktyczna realizacja scenariusza innowacyjnego zależy od zmian regulacyjnych, które zostały zapropo-nowane w [3, 11]. Tylko wprowadzenie pełnej internalizacji kosztów zewnętrznych (lub odpowiednia kalibracja certyfikatów) oraz wprowadzenie sygnałów lokalizacyjnych do systemu opłat przesyłowych pozwoli na uzyskaniepełnej efektywności ekonomicznej dla proponowanych rozwiązań w zakresie rozwoju bazy wytwórczej w kraju, a tylko efektywność ekonomiczna może skłonić inwestorów do budowy lokalnych źródeł energii.

Zaprezentowane wyniki analiz porównawczych dwóch scenariuszy pokazują złożoność problemu i ko-nieczność uwzględniania różnych aspektów przy podejmowaniu decyzji natury polityki energetycznej. Głównymi


59

aspektami są w tym przypadku wystarczalność systemu (miara bezpieczeństwa energetycznego) oraz parametry kosztowe, tj. nakłady inwestycyjne (dostępność środków na rozwój) oraz koszty dostawy energii do odbiorcy. Ważnym czynnikiem jest również uwzględnienie pracy sieci elektroenergetycznych, a nie tylko kosztów wytwa-rzania energii. Wycena kosztów strat i głównie ograniczeń poprzez nadwyżkę sieciową pozwala dokonać jedno-litego porównania różnych układów i stanów pracy sieci. należy również zwrócić uwagę, że istotny wpływ na ilościowe udziały energii odnawialnej mają straty energii w sieci [uwzględnione w zależności (3)], gdyż zgodnie z definicjami zawartymi w dokumentach unijnych są one wliczane do energii zużywanej (udziały energii odna-wialnej powinny być liczone również dla strat w sieci i energii potrzeb własnych elektrowni). Czynnikiem o dużej wadze staje się koszt wypełnienia unijnego pakietu energetycznego 3x20, który dodatkowo zacieśnia powiązania pomiędzy rynkami energii elektrycznej, ciepła oraz paliw transportowych.

Niniejszy artykuł powstał na podstawie uzyskanych wyników w ramach udziału autora w Projekcie Ba-dawczym Zamawianym „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju” (PBZ MEiN 1/2/2006), realizowanym przez Konsorcjum Politechnik: Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej.

BIBLIOGRAFIA

1. Materiały konferencyjne: Stabilizacja bezpieczeństwa energetycznego Polski w okresie 2008-2020 (z uwzględnieniem perspektywy 2050) za pomocą mechanizmów rynkowych (ekonomiki) i innowacyjnych technologii – różne scenariusze roz-wojowe energetyki, Konferencja KPE PAN, Warszawa – Serock 16-17czerwca 2008.

2. Paska J.: Ocena niezawodności podsystemu wytwórczego systemu elektroenergetycznego. Prace Naukowe Elektryka z. 120, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2002.

3. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monografia opra-cowana pod redakcją J. Popczyka, Wydawnictwa Politechniki Śląskiej, Gliwice 2009.

4. Górecki H., Optymalizacja systemów dynamicznych, Biblioteka Naukowa Inżyniera, PWN 1993.5. Praca zbiorowa, Raport z zadania 1.2.1A Bezpieczeństwo strategiczne – w horyzoncie wieloletnim – związane z in-

westycjami, Projekt Badawczy Zamawiany nr PBZ-MEiN 1/2/2006 pt. „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju” , Gdańsk – Gliwice, styczeń 2008.

6. Kocot H., Korab R., Ceny referencyjne dla wybranych technologii elektroenergetycznych, materiały Konferencji REE ’07, Kazimierz Dolny, maj 2007 r.

7. Kocot H., Wpływ scenariusza rozwoju elektroenergetyki na koszty dostawy energii do odbiorcy w świetle wymagań środowiskowych do 2020 r., Przegląd Elektrotechniczny nr 3, 2009, s. 164–167.

8. Kocot H., Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju w horyzoncie wieloletnim (związane z inwestycjami), materiały Konferencji APE ’09, Jurata, czerwiec 2009 r.

9. Zimmerman R., Murillo-Sánchez Carlos E., MATPOWER – a MATLAB Power System Simulation Package. Version 3.2, Cornell University, September 2007.

10. Kocot. H., Korab R., Siwy E., Żmuda K., Wykorzystanie krótkookresowych kosztów krańcowych w działalności ope-ratorów sieciowych na rynku energii, Przegląd Elektrotechniczny nr 9, 2004.

11. Popczyk J., Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Ener-getica nr 1, 2009.


60

Autorzy / Biografie

Robert MasiągENERGA-OPERATOR S.A.

Studiował elektrotechnikę na Wydziale Elektrycz-nym Politechniki Lubelskiej. Studia ukończył ze specjalnościami: przetwarzanie i użytkowanie energii elektrycznej oraz inżynierskie zastosowania informatyki. Po zakończeniu studiów podjął pracę w dużej firmie telekomunikacyjnej, gdzie zajmował się zarządzaniem infrastrukturą telekomunikacyjną oraz informatyczną. Kierował zespołami specjali-stów, realizując duże i złożone projekty informa-tyczne. Największy z nich to opracowanie koncepcji budowy i wdrożenia centralnego systemu kolekcji danych obsługującego rekordy bilingowe pocho-dzące od ponad dziesięciu milionów klientów. W ostatnich latach odpowiadał za jednoczesny rozwój kilkunastu systemów informatycznych w obsza-rach kolekcji danych bilingowych oraz rozliczeń międzyoperatorskich. Obecnie w firmie ENERGA--OPERATOR S.A. pełni rolę pełnomocnika zarządu ds. wdrożenia sieci inteligentnej, m.in. kieruje pracami związanymi z realizacją prac projektowych wdrożenia system AMI, który będzie stanowił bazę do budowy Smart Grid.

Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

61Droga do smart grid

Streszczenie

System automatycznego zarządzania pomiarami – AMI (Advanced Metering Infrastructure) jest jednym z przedsięwzięć realizowanych w ramach zadań wynika-jących ze strategii ENERGA-OPERATOR S.A. Główne cele wdrożenia systemu AMI to między innymi poprawa jakości

dostaw energii, usprawnienie zarządzania stratami, upo-wszechnienie rozproszonej produkcji energii elektrycznej. Wdrożenie systemu AMI to nowe możliwości działania w obszarach zarządzania infrastrukturą i gospodarką liczni-kową oraz obsługi klienta.

DROGA DO SMART GRID

mgr inż. Robert Masiąg / ENERGA-OPERATOR S.A.

W ramach projektu AMI odbiorcy przemysłowi i komunalni zostaną wyposażeni w urządzenia pomiarowe umożliwiające automatyczny odczyt danych. Montaż tych urządzeń pomiarowych umożliwi dwukierunkową ko-munikację. Ważną częścią projektu będzie budowa centralnego systemu informatycznego oraz zapewnienie in-frastruktury telekomunikacyjnej, które będą wykorzystywane do akwizycji i zarządzania danymi pomiarowymi.

Ze względu na innowacyjność oraz dużą skalę przedsięwzięcia konieczne będzie rozwiązanie wielu pro-blemów technicznych oraz organizacyjnych. Wyzwania przede wszystkim będą dotyczyły doboru technologii, architektury wdrażanego środowiska, modelu wdrożenia oraz logistyki wymiany i instalacji ok. trzech milionów liczników. Wyzwaniem będzie również kierowanie dużym zespołem projektowym oraz współpraca z kontrahen-tami zewnętrznymi.

Do realizacji projektu w ENERGA-OPERATOR S.A. został powołany dedykowany zespół, który składa się ze specjalistów o ugruntowanej wiedzy z zakresu zarządzania projektami oraz osób legitymujących się odpowiednią wiedzą techniczną. Przy realizacji projektu wykorzystywane będą doświadczenia z podobnych wdrożeń na świe-cie oraz zrealizowanych przez ENERGA-OPERATOR S.A. wdrożeń pilotażowych.

1. DLACZEGO REALIZUJEMY PROJEKT AMI: CELE STRATEGICZNE ENERGA-OPERATOR S.A.

Celem budowy systemu automatycznego zarządzania pomiarami – AMI (Advanced Metering Infrastructu-re), jest zapewnienie realizacji strategicznych celów ENERGA-OPERATOR:

• wzrost niezawodności i jakości dostaw energii elektrycznej• poprawa jakości obsługi klientów• dostosowanie modelu biznesowego i organizacyjnego spółki do obecnych i przyszłych uwarunkowań• wzrost efektywności działania w celu zwiększenia możliwości rozwoju.

Osiągnięcie celów strategicznych ENERGA-OPERATOR, które będzie możliwe między innymi dzięki realiza-cji projektu AMI (rys. 1), wpisuje się w strategię Grupy Energa S.A.:

• osiągnięcie pozycji lidera w zakresie budowy rozproszonych, w szczególności odnawialnych źródeł wy-twarzania energii

• stworzenie modelu współpracy z klientem końcowym – odbiorca energii może stać się jednocześnie współwytwórcą i dostawcą usług oferowanych przez Grupę.

62

Rys. 1. Cele wdrożenia systemu AMI

Konieczność realizacji projektu AMI wynika między innymi z faktu istnienia wielu regulacji prawnych, które jednocześnie ukierunkowują sposób jego realizacji. Przy planowaniu i budowie systemu konieczne będzie stosowanie się do wielu wytycznych wynikających między innymi z polityki energetycznej państwa, prawa o mia-rach, rozporządzeń ministra gospodarki, dyrektyw Parlamentu Europejskiego.

Projekt będzie uwzględniał wnioski wynikające ze ścisłej współpracy z Urzędem Regulacji Energetyki oraz PSE Operator, odpowiadającego za koordynację prac związanych z powołaniem Niezależnego Operatora Pomia-rów / budowy Centralnego Repozytorium Danych.

Realizacja projektu pozwoli na osiągnięcie wielu korzyści w różnych obszarach działalności ENERGA-OPE-RATOR S.A. Zapewnione zostanie sprawniejsze monitorowanie strat energii, co umożliwi optymalizację tych strat. Nastąpi minimalizacja kradzieży infrastruktury i energii. Zwiększona zostanie kontrola jakości dostaw ener-gii. Zostaną wprowadzone taryfy dostosowane do indywidualnych potrzeb odbiorców oraz stymulujące zacho-wania odbiorców, co z kolei pozwoli na świadome sterowanie ich popytem na energię. Usprawniona zostanie gospodarka licznikami. Dzięki zapewnieniu dostępności danych pomiarowych o wysokiej jakości umożliwione zostanie wprowadzenie efektywnych mechanizmów gospodarowania zakupami i sprzedażą energii. Zwiększona zostanie konkurencyjność ENERGA-OPERATOR S.A.

Wdrożenie systemu AMI przyniesie wiele korzyści dla odbiorców energii (rys. 2). Osiągalne będą taryfy dostosowane do indywidualnych potrzeb klientów. Wzrośnie świadomość struktury zużycia energii, co może doprowadzić do zmniejszenia zużycia energii przez klientów. Rozliczenia za zużycie energii będą dokładniejsze. Uproszczone zostaną procedury zmiany sprzedawcy.

Podsumowując, należy stwierdzić, że korzyści wynikające z wdrożenia systemu AMI obejmą zarówno ENERGA-OPERATOR S.A., jak i klientów. Należy mieć jednak na uwadze, że dużej części potencjalnych korzyści nie można dziś zidentyfikować. Dopiero bowiem powstanie systemu AMI stanowić będzie bazę dla wielu przy-szłościowych zastosowań. Budowa systemu AMI jest pierwszym z koniecznych kroków, wymaganych do powsta-nia sieci inteligentnych, tzw. Smart Grid.


63

RyS. 2. Możliwe korzyści wynikające z wdrożenia AMI

2. DOTYCHCZASOWE DOŚWIADCZENIA: WDROŻENIA PILOTAŻOWE

Decyzja o rozpoczęciu realizacji projektu AMI wynikała również z oceny doświadczeń ENERGA-OPERATOR S.A., związanych z realizacją zdalnych odczytów, szczególnie wdrożeń pilotażowych adresowanych zarówno do wielkich, jak i małych odbiorców.

Poniżej zamieszczono krótki opis niektórych wdrożeń pilotażowych:

ELBLĄG• Skome – Innsoft, 291 odbiorców i ok. 100 liczników bilansujących, granicznych oraz na transformato-

rach.• Energia 3 – Numerom, 291 liczników, odczyt do rozliczeń odbiorców.• Linexpert – Elster, 70 liczników. Cała instalacja wykonana w pomieszczeniu licznikowym. Liczniki ko-

munikują się z koncentratorem za pomocą protokołu PLC, koncentrator przekazuje dane za pomocą GSM. System obecnie nie jest rozwijany. Wykazał jednak możliwość korzystania z komunikacji PLC na niskim napięciu. Oprogramowanie do zdalnej transmisji tworzone było w trakcie eksploatacji i okazało się zawodne.

• Routbase – APATOR, 39 odbiorców. System, który wymaga użycia przenośnego urządzenia czytającego. Zainstalowany w celu zdyscyplinowania odbiorców utrudniających dostęp do licznika i często zalegają-cych z płatnościami. System wykazał możliwości komunikacji radiowej w budynkach, w których liczniki zainstalowane są w mieszkaniach. Znaczne usprawnienie windykacji.

• AMR – Politech (Iskra Emeco), 76 odbiorców. Systemem objęta jest wieś Kraśniewo koło Malborka. System zainstalowano w celu ograniczenia strat handlowych oraz sprawdzenia komunikacji PLC do kon-centratora oraz GSM / GPRS do serwera odczytowego. Duże problemy z komunikacją PLC, w czterech przypadkach konieczne było zainstalowanie w licznikach modemów GPRS. System nierozwijany.

GDAŃSK• Energia 3 – Numerom, 545 odbiorców.• eSpim – Winuel, 153 liczniki graniczne, liczniki bilansujące oraz na stacjach transformatorowych.• AMRSystem – APATOR, 1592 liczniki. System eksploatowany i rozwijany do dziś, obejmuje 1592 liczniki

energii elektrycznej oraz współpracuje z licznikami gazu. Komunikacja odbywa się do koncentratorów drogą radiową, dalej drogą GSM / GPRS. W zakładzie Wejherowo dane odczytowe zaczytywanie są do systemu bilingowego. System wspomaga wykrywanie nielegalnego poboru energii elektrycznej.

Droga do smart grid

64

• Zol-Net – JM Tronik. Do pracujących liczników zakupiono 600 sztuk modemów radiowych do komunika-cji z przenośnymi terminalami inkasenckimi. System obecnie nie jest rozwijany.

• Sea Tower – JM Tronik, 281 liczników komunalnych, 3 liczniki bilansujące. Projekt badawczy Instytutu Energetyki, którego zadaniem była próba funkcjonalna dróg transmisji do Kolektora Danych Pomiaro-wych. W trakcie realizacji powstała aplikacja do monitorowania strat sieciowych w obiekcie. Komuni-kacja liczników z koncentratorem za pomocą kabla UTP.

KALISZ• Skome – Innsoft, ok. 100 liczników, głównie koncentratory i liczniki graniczne.• Energia 3, 410 odbiorców, odczyty na potrzeby rozliczeń.• DCG 300 – Landis+Gyr, 75 liczników ZMB.• AMRSystem – APATOR, 850 liczników. Projekt realizowany jest głównie w celach ograniczania strat sie-

ciowych i usprawnienia windykacji. Odczyt danych za pomocą przenośnych terminali.

KOSZALIN• Solen – Pozyton, 230 liczników.• Poligon – liczniki APATOR, oprogramowanie Innsoft, 63 liczniki. Transmisja danych z wykorzystaniem

infrastruktury telewizji kablowej. System obecnie nie jest rozwijany.

OLSZTYN• Skome – Innsoft, 150 liczników.• AMRSystem – APATOR, 99 liczników. Pilot służył zdobyciu doświadczeń w obszarze bilansowania strat.

PŁOCK• Energia 3, 772 liczniki u odbiorców.• NETPAF – firmy PAFAL, 370 liczników. Połączenia pomiędzy licznikami a koncentratorem z wykorzy-

staniem protokołu PLC. System nie jest konserwowany, bardzo duża awaryjność. Negatywna ocena łączności PLC.

• ENERGO-CONTROL – firmy Energosystems, 568 liczników. Podłączeni głównie odbiorcy sezonowi. Łącz-ność do koncentratora z wykorzystaniem protokołu PLC, z koncentratora do serwera akwizycji użyto GSM / GPRS. System realizowany w 2009 roku. Wystąpiły problemy z komunikacją PLC.

• Addax firmy T-Matic, 1002 liczniki. System z transmisją PLC zarówno na niskim, jak i na średnim napię-ciu. Bardzo obiecująca instalacja. Uzyskano wysoki poziom skuteczności odczytów PLC. System przeka-zuje obecnie dane do systemu bilingowego. Odczyt liczników odbywa się raz na dobę, odczytywany jest godzinowy profil obciążenia każdego odbiorcy.

SŁUPSK• Premia – Instytut Energetyki, 200 odbiorców.

TORUŃ• eSpim – Winuel, 220 liczników.• Syndis Energia – Sindis, 34 liczniki, głównie transformatory.• Energia 3 – Numerom, 185 liczników.• PcCombiBase – Kamstrup, 8 liczników. Bardzo mała instalacja, której celem było sprawdzenie różnych

technik łączności pomiędzy licznikiem a koncentratorem.• Zolnet – JM-Tronik, 77 liczników. Połączenie radiowe pomiędzy licznikiem a terminalem przenośnym.

System obecnie nie jest rozwijany.

W trakcie realizacji wdrożeń pilotażowych zdobyto wiele cennych doświadczeń dotyczących technologii komunikacyjnych, w szczególności zapoznano się z technologiami PLC, LV i MV oraz oceniono przydatność tech-nologii łączności radiowej oraz GSM.


65

3. SYSTEM ODCZYTU LICZNIKÓW ODBIORCÓW PRZEMYSŁOWYCH

Jednym z elementów docelowej architektury AMI w ENERGA-OPERATOR S.A. jest zapewnienie obsługi odczytów odbiorców przemysłowych. W wyniku wielu prac i analiz podjęto decyzję, że zostanie to zrealizowane przez wykorzystanie systemu Converge firmy Landis + Gyr. Wprowadzenie tego rozwiązania pozwoliło na obni-żenie kosztów realizacji odczytów oraz spowodowało ujednolicenie obsługi liczników odbiorców. System Conver-ge docelowo zastąpi wszystkie obecnie eksploatowane systemy zdalnej akwizycji dla odbiorców przemysłowych, dodatkowo planowane jest podłączanie do tego systemu liczników dla odbiorców TPA z grupy taryfowej C1X.

Converge jest systemem wspierającym eksploatację układów pomiarowych, współpracującym z syste-mem informacji klientów końcowych oraz systemem bilingowym. Terminalami operatorskimi w systemie są komputery PC. Oddzielne serwery bazy danych, komunikacji i obróbki danych zapewniają optymalną wydajność. Wszystkie elementy systemu połączone są poprzez wewnętrzną sieć LAN, która jest podłączona poprzez dedyko-wany bridge lub router do sieci LAN firmy. Możliwy jest zdalny dostęp do systemu za pośrednictwem przeglądarki internetowej.

Ogólną architekturę systemu Converge przedstawiono na rys. 3:

Rys. 3. Ogólna architektura systemu Converge

Do końca roku 2010 do systemu Converge zostanie podłączonych ponad 16 800 liczników. Będzie to największa instalacja tego typu w Polsce. Poniżej (rys. 4) pokazano liczbę liczników podłączonych do systemu Converge do dnia 14 maja 2010 roku.

Sieć LAN systemu Converge

Sieć LAN firmy

Drukarka

Klient

Bridge / Router

Serwer bazy danych

Dostęp serwisowy 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 2 3 4 5 6 4 3 4 4 4 5 4 6 4 7 4 8 3 7 3 8 3 9 4 0 4 1 4 2 3 1 3 2 3 3 3 4 3 5 3 6 2 5 2 6 2 7 2 8 2 9 3 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 A

B 1 2 6 x 8 x

2 x 9 x 3 x 1 0 x 4 x 1 1 x 5 x 7 x 1 x E t h e r n e t

A 1 2 x 6 x 8 x

2 x 9 x 3 x 1 0 x 4 x 1 1 x 5 x 7 x 1 x C

m r S

R L I N T 1 5 0

P O L A T 8 0 R R O L I A N T 1 5 R

Serwery obróbki i komunikacji

Systemy trzecie

Komunikacja

Osprzęt

komunikacyjny,

dostęp do APN

Rys. 4. Stan realizacji systemu Converge na dzień 25 kwietnia 2010 r.

Kolumny po lewej stronie – ile zostało zrobione

Kolumny po prawej stronie – ile pozostało do zrobienia

niebiesko-czerwony: cała ENERGA--OPERATOR S.A.,zielono-żółty: poszczególne oddziały

Droga do smart grid

66

4. SKALA PRZEDSIĘWZIĘCIA AMI W ENERGA-OPERATOR S.A.

Przedmiotem projektu jest wprowadzenie techniczno-organizacyjnych zmian, automatyzujących procesy obsługi liczników energii elektrycznej na całym obszarze działalności ENERGA-OPERATOR S.A. W zakres projektu wchodzi wymiana ok. trzech milionów liczników energii, zapewnienie dwukierunkowej sieci transmisji danych pomiędzy licznikami oraz centralnym systemem informatycznym, budowa centralnego systemu informatyczne-go automatyzującego odczyty wskazań liczników oraz umożliwiającego zdalne sterowanie licznikami. Wdrożone środowisko będzie automatyzowało wiele procesów realizowanych dzisiaj w sposób manualny. W czasie zbliżo-nym do rzeczywistego zostaną dostarczone niedostępne dzisiaj informacje, które wykorzystać będzie można do optymalizacji pracy sieci i zarządzania procesami związanymi z produkcją oraz dystrybucją energii. Utworzona zostanie baza dla wielu przyszłościowych zastosowań, takich jak np. sterowanie elementami sieci energetycz-nej w miejscach, gdzie dziś nie ma takiej możliwości, stymulowanie popytu użytkowników energii elektrycznej, umożliwienie odczytów liczników innych mediów.

5. NASZE PODEJŚCIE DO REALIZACJI PROJEKTU AMI

Do realizacji projektu w ENERGA-OPERATOR S.A. został powołany dedykowany zespół, który składa się ze specjalistów o ugruntowanej wiedzy z zakresu zarządzania projektami oraz osób legitymujących się odpowiednią wiedzą techniczną. Połączenie tych dwóch cech kompetencyjnych pozwoli na osiągnięcie zakładanych celów projektu. W skład zespołu projektowego weszli pracownicy ENERGA-OPERATOR S.A., których wesprą specjaliści z zewnątrz, kontraktowani na czas realizacji projektu do wykonania konkretnych działań projektowych. Przy re-alizacji prac projektowych współpracujemy z firmą AT Kearney.

W pierwszym etapie realizacji projektu podjęto prace analityczne, zgodnie z modelem przedstawionym na rys. 5.

Rys. 5. Model realizacji prac analitycznych w projekcie AMI (stopień zaawansowania na dzień 13 maja 2010)

W trakcie realizacji prac przeprowadzony zostanie przegląd wdrożeń podobnych systemów działających na świecie. Przeglądowi zostaną poddane rozwiązania, których rozmiar był porównywalny lub większy niż wdrożenie planowane w ENERGA-OPERATOR S.A. Zamierzamy skorzystać z doświadczeń producentów technologii pomia-rowych oraz uznanych na światowym rynku firm konsultingowych, specjalizujących się w usługach doradczych. Przy realizacji projektu zostaną uwzględnione wnioski wynikające z dotychczas przeprowadzonych wdrożeń.

Zamierzamy aktywnie współpracować z innymi operatorami, szczególnie chcemy zintensyfikować dotych-czasową współpracę z Polskimi Sieciami Energetycznymi Operator w obszarze wypracowania wspólnej wizji budowy systemu inteligentnego opomiarowania sieci oraz planowanego powołania Niezależnego Operatora Po-miarów.

Chcąc zoptymalizować zarządzanie przedsięwzięciem, zostanie ono podzielone na części, z których każda będzie kierowana przez dedykowanego kierownika. Zakładamy podział na trzy części: układy pomiarowe, sieć transmisji danych, centralna aplikacja (rys. 6).


67

Rys. 6. Podstawowe warstwy technologiczne w projekcie AMI

Realizacja projektu będzie kompatybilna z planowanymi w ENERGA-OPERATOR S.A. zmianami organiza-cyjnymi. Inwestycja będzie centralnie nadzorowana i finansowana. Większość prac ma być realizowana zasobami dostawców, tam gdzie to będzie wymagane – wyłonionymi w ramach postępowań prowadzonych przed Urzędem Zamówień Publicznych. Zakładamy, że w realizację przedsięwzięcia zaangażowanych zostanie kilku różnych do-stawców. Rola pracowników ENERGA-OPERATOR S.A. będzie polegała na definiowaniu wymagań, zarządzaniu przedsięwzięciem oraz odbiorze efektów prac. Szczególny nacisk zamierzamy położyć na długofalowe zabezpie-czenie interesów ENERGA-OPERATOR S.A.

Mając na uwadze innowacyjność przedsięwzięcia, nierealizowanego dotychczas w Polsce na tak dużą skalę, zamierzamy w rzetelny sposób dokumentować wszelkie realizowane prace oraz powstające produkty. Dokumen-tacja oraz nasze doświadczenia będą mogły w przyszłości zostać wykorzystane przez inne podmioty działające na rynku energii w Polsce.

6. GŁÓWNE WYZWANIA TECHNICZNE ORAZ ORGANIZACYJNE ZWIĄZANE Z WDROŻENIEM AMI

Ze względu na innowacyjność przedsięwzięcia oraz jego dużą skalę realizatorów czeka wiele wyzwań, za-równo w obszarze technicznym, jak i zarządzania przedsięwzięciem.

W obszarze technicznym do największych z nich należy dobór technologii w warstwie komunikacji oraz wybór i implementacja docelowych funkcjonalności urządzeń i systemów IT. Sporym wyzwaniem jest również zaprojektowanie skalowalnej infrastruktury sprzętowej IT i architektury oprogramowania do zbudowania syste-mu umożliwiającego gromadzenie, przetwarzanie i udostępnianie ogromnych ilości danych.

W celu spełnienia wymagań, jakie przed systemem stawia ENERGA-OPERATOR S.A., niezbędne jest za-pewnienie niezawodnej sieci transmisji danych, która umożliwi dwukierunkową komunikację o wydajności wy-maganej do realizacji obecnych oraz przyszłych funkcji systemu AMI. Zastosowanie konkretnej technologii w danym obszarze będzie uzależnione między innymi od struktury sieci energetycznej, dostępnej infrastruktury komunikacyjnej oraz czynników ekonomicznych. Dobór rozwiązania na danym obszarze jest przedmiotem prac projektowych, prowadzonych przez zespoły ekspertów.

Droga do smart grid

68

Wymagana jest wymiana wszystkich liczników energii elektrycznej na nowoczesne urządzenia, które umoż-liwiają nie tylko rejestrację i zdalny odczyt poboru energii, ale również zdalną konfigurację, zmianę parametrów,sterowanie oraz komunikację z innymi urządzeniami w gospodarstwie domowym. Tak sformułowane wymagania dla urządzeń pomiarowych umożliwią dalszy rozwój systemu w stronę inteligentnych sieci i inteligentnych do-mów.

Kolejnym zadaniem realizowanym w ramach przedsięwzięcia będzie zbudowanie centralnego systemu IT, odpowiedzialnego za automatyczną akwizycję danych pomiarowych i składowanie ich w centralnym repozyto-rium. Dane zgromadzone w repozytorium będą obsługiwane przez system zarządzania danymi pomiarowymi, odpowiedzialny za przygotowanie i udostępnienie danych pomiarowych na potrzeby procesów biznesowych re-alizowanych w ENERGA-OPERATOR S.A.

Architektura systemów IT oraz zastosowane technologie będą musiały zapewnić obsługę rosnącej ilości gromadzonych i przetwarzanych danych. Ze względu na krytyczny charakter systemu AMI dla procesów bizneso-wych OSD, zaimplementowane rozwiązania muszą być skalowalne, zapewniać bardzo wysoki poziom dostępno-ści i niezawodności oraz umożliwić łatwą i wydajną integrację z systemami informatycznymi otoczenia.

W obszarze zarządzania do największych wyzwań należy współpraca z dużą liczbą podmiotów zaangażowa-nych w realizację przedsięwzięcia, długi czas trwania projektu oraz zarządzanie ryzykiem projektowym. W trakcie trwania projektu bardzo istotne będzie zarządzanie jego zakresem, w tym zarządzanie zmianami zakresu, które niewątpliwie będą miały miejsce przy realizacji tak dużego przedsięwzięcia.

Przedsięwzięcie należy zaplanować i zrealizować przy współpracy wielu podmiotów wewnętrznych i ze-wnętrznych, które będą musiały ściśle współdziałać, a ich prace muszą być na bieżąco koordynowane. Konieczna jest właściwa identyfikacja i przeciwdziałanie czynnikom ryzyka we wszystkich obszarach przedsięwzięcia. Klu-czem do osiągnięcia sukcesu jest precyzyjne zdefiniowanie zakresu, odpowiedzialności, harmonogramu działaniaoraz zapewnienie wszystkich środków koniecznych do należytego wykonania zadań. W przedsięwzięciu trwają-cym kilka lat bardzo istotne jest zarządzanie zmianą, zarówno w obszarze technicznym, jak i organizacyjnym.

Ogromnym wyzwaniem organizacyjnym będzie na przestrzeni kilku lat proces instalacji i wymiany ok. 3 milionów liczników energii elektrycznej. W celu osiągnięcia sukcesu należy zidentyfikować i uwzględnić wieleczynników, takich jak zasoby służb monterskich, okres legalizacji istniejących liczników oraz zdolności wytwórcze i logistyczne dostawców nowych urządzeń.

Równolegle z wdrożeniem systemu AMI będą prowadzane prace mające na celu dostosowanie do współ-pracy z AMI procesów operacyjnych ENERGA-OPERATOR S.A. oraz innych systemów IT ENERGA-OPERATOR S.A.


70Anna Lisowska-Oleksiak; Andrzej P. Nowak; Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Andrzej P. Nowak Gdańsk / Polska

Absolwent Wydziału Chemicznego Politechniki Gdańskiej na kierunku biotechnologia (2003). Dok-torat w dziedzinie nauk chemicznych (2008) obro-nił na PG. Laureat I nagrody Oddziału Gdańskiego PTChem na najlepszą pracę doktorską obronioną na Wydziale Chemicznym PG. Obecnie na stażu naukowym na Technische Universität Darmstadt. Obszar zainteresowań naukowych związany jest z polimerami przewodzącymi, materiałami hybrydowymi, superkondensatorami, ogniwami galwanicznymi.

Anna Lisowska-OleksiakGdańsk / Polska

Ukończyła studia magisterskie na Wydziale Ma-tematyki, Fizyki i Chemii Uniwersytetu Mikołaja Kopernika w Toruniu (1975). Stopień doktora nauk chemicznych w dziedzinie elektrochemii uzyskała na Politechnice Gdańskiej (1982), gdzie również się habilitowała (2003). W latach 1991–1994 pra-cowała na Uniwersytecie w St Adrews w Szkocji, gdzie zajmowała się elektrochemią ogniw litowych. Obecnie piastuje stanowisko profesora nadzwyczaj-nego na Wydziale Chemicznym Politechniki Gdań-skiej. Główny obszar zainteresowań naukowych to zjawiska elektrodowe, technologia materiałów i inżynieria materiałowa do chemicznych źródeł prądu.

Monika Wilamowska Gdańsk / Polska

Absolwentka Wydziału Chemicznego Politechniki Gdańskiej (2007). Obecnie doktorantka Wydziału Chemicznego PG, specjalność elektrochemia. Zainteresowanie naukowe to m.in. materiały hybrydowe do katalizy elektrochemicznej oraz polimery przewodzące jako materiały elektrodowe do superkondensatorów.

71Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

SUPERKONDENSATORY JAKO MATERIAŁY DO MAGAZYNOWANIA ENERGII

prof. dr hab. Anna Lisowska-Oleksiak / Politechnika Gdańskadr inż. Andrzej P. Nowak / Politechnika Gdańska

mgr inż. Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP

W ostatnich latach kryzys paliwowy oraz zmiany klimatyczne wymusiły na administracjach krajów o wysokim poziomie technicznym wprowadzenie zmian prawnych, obligujących do zmniejszenia emisji CO2 i dywersyfikacji źró-deł energii. Urządzenia wykorzystujące odnawialne źródła energii, tj. siłownie wiatrowe, stacje baterii słonecznych, są na etapie intensywnego rozwoju zarówno na poziomie badawczym, wdrożeniowym, jak i użytkowym. Połączenie wielu źródeł energii elektrycznej w jeden system wymaga odpowiednich urządzeń do jej magazynowania i konwersji. Kraje o dużym doświadczeniu z energetyką wiatrową i słoneczną proponują różne rozwiązania. Są nimi m.in. systemy ogniw galwanicznych z wykorzystaniem systemu tzw. RFC (ang. redox flow cell) oraz stacje kondensatorów elektrochemicznych. Technologie oparte na kondensatorach elektrochemicznych zostały już wdrożone na świecie [1]. Samochody o napędach hybrydowych również wyposażone są w superkondensatory, pełniące funkcję podzespołu o wysokiej gęstości mocy [2].

Kondensatory elektrochemiczne znane są od wielu lat. W 1957 roku Becker (General Electrics) opatento-wał konstrukcję kondensatora, w którym materiał węglowy o silnie rozwiniętej powierzchni stanowił materiał elektrodowy, a kwas siarkowy użyto jako elektrolit [3]. Z kolei rok 1970 traktuje się jako początek zastosowania kondensatorów elektrochemicznych (EC) w urządzeniach komercyjnych, kiedy to firma SOHIO podjęła próby wprowadzenia ich na rynek [4]. W latach 90. nastąpił ogromny wzrost badań naukowych i technologicznych dotyczących kondensatorów elektrochemicznych. Fakt ten należy wiązać z zastosowaniem EC w pojazdach elek-trycznych i pojazdach z napędem hybrydowym. Wyczerpującym i szczegółowym źródłem informacji na temat kondensatorów elektrochemicznych jest monografia Conwaya [5].

2. ZASADY MAGAZYNOWANIA ENERGII W KONDENSATORACH ELEKTROCHEMICZNYCH

Energia elektryczna w urządzeniach elektrochemicznych zasadniczo może być magazynowana na dwa podstawowe sposoby:

1) przez wykorzystanie przemiany chemicznej lub/oraz 2) bezpośrednio na drodze gromadzenia ładunku elektrostatycznego w obszarze złącza pomiędzy elektro-

dą a elektrolitem. W pierwszym przypadku następuje zamiana energii reakcji chemicznej na energię elektryczną zgodnie

z równaniem: W = – z × F × E (W – praca, jaką można wykonać, z – ilość przeniesionych elektronów, F – stała Faradaya 96485 C/mol, E – zmiana potencjału). Przemianę tego typu nazywamy reakcją faradajowską. Urządze-

Streszczenie

Kondensatory elektrochemiczne, zwane także su-perkondensatorami lub ultrakondensatorami, magazynują energię w polu elektrycznym elektrochemicznej warstwy podwójnej. Zastosowanie elektrod o rozwiniętej powierzch-ni powoduje uzyskanie dużych wartości pojemności. Już od wielu lat dostępne są na rynku małe kondensatory elektro-chemiczne, które stosowane są w niewielkich urządzeniach elektronicznych. Ogromny postęp w inżynierii materiało-wej, ewoluującej w kierunku nanotechnologii, sprawia, iż

superkondensatory stają się coraz bardziej niezawodnymi urządzeniami współpracującymi zarówno z elektrowniami wiatrowymi, jak i systemami ogniw fotowoltaicznych. Do-skonalenie technologii superkondensatorów polega na po-lepszeniu ich parametrów pracy, zwłaszcza zakresu napięć, oraz uzyskiwanej mocy. W niniejszej pracy przedstawione zostaną podstawowe zasady działania superkondensato-rów, charakterystyka ich pracy oraz przykłady ich użycia.

72

nia wykorzystujące reakcje faradajowskie to ogniwa galwaniczne (baterie∗, akumulatory, ogniwa paliwowe) oraz superkondensatory redoks.

Drugi mechanizm gromadzenia ładunku, tzw. niefaradajowski, jest podstawą działania kondensatora elek-trochemicznego. Na granicy faz elektroda/elektrolit istnieje kondensator elektrycznej warstwy podwójnej dl (ang. double layer), utworzony z ładunków na metalu i jonów o odmiennym znaku w roztworze bezpośrednio sąsiadującym z powierzchnią elektrody.

MODELE ELEKTRYCZNEJ WARSTWY PODWÓJNEJ

Koncepcja tworzenia się elektrycznej warstwy podwójnej ma swoją wielowiekową historię. W czasach nowożytnych jej początek stanowią prace Helmholtza (1857) dotyczące faz zdyspergowanych. Rozwój myśli naukowej w tej dziedzinie przedstawiono na rys. 1. Pierwsze modele uwzględniają fakt porządkowania ładunków (Helmholtz 1857) (rys. 1a) oraz efekt rozmycia warstwy na skutek ruchów termicznych (model Gouya-Chapmana) (rys. 1b). Model Sterna (1927) (rys. 1c) łączy te dwa podejścia. W efekcie teoria mówi, iż mamy do czynienia z dwoma kondensatorami połączonymi sze-regowo. Są to: kondensator warstwy sztywnej o pojemności CH i kondensator warstwy rozmytej o pojemności Cdyf . Całko-wita pojemność elektrycznej warstwy podwójnej wynosi: Cdl

-1 = CH-1 + Cdyf

-1. Wynika z tego, że porządkowanie ładunków w miejscu kontaktu dwóch przewodzących elektryczność faz prowadzi do generowania kondensatora. Pojemność C kon-densatora elektrycznej warstwy podwójnej jest zależna od zgromadzonego ładunku w odpowiednim zakresie potencjałówC = dq/dV i zależy od jego geometrii (powierzchni A i odległości okładek d). Kondensator granicy faz ma grubość d zależną od rozmiarów cząsteczek rozpuszczalnika i w tym przypadku d oznacza średnicę tychże cząsteczek lub ich kla-strów. Prace Grahama (1947), model Parsonsa (1978) uwzględniają obecność dipoli rozpuszczalnika w kondensatorze granicy faz, patrz (rys. 1d).

* Teoretycznie baterią powinno nazywać się zestaw ogniw połączonych szeregowo lub równolegle, lecz potocznie utarło się stosowanie nazwy bateria dla ogniwa jako komercyjnego wyrobu powszechnego użytku [6].

a) b) c)

Anna Lisowska-Oleksiak; Andrzej P. Nowak; Monika Wilamowska / Politechnika Gdańska

d)

Rys. 1. Granica faz elektroda/elektrolit wg modelu Helmholtza (a), warstwa rozmyta Gouya--Chapmana (b), Sterna (c) oraz Grahama (d), gdzie φM to potencjał Galva-niego, a ψs to potencjał Volty, WPH i ZPH to odpowiednio wewnętrzna i zewnętrzna płaszczyzna Helmholtza [5]

73

2.1. SUPERKONDENSATORY ELEKTRYCZNEJ WARSTWY PODWÓJNEJ (ECDLang)

W literaturze grupa kondensatorów elektrochemicznych, wykorzystujących ładunek elektrycznej warstwy podwójnej, jest znana pod nazwą ECDL (ang. electrochemical double layer capacitors).

Pojemność kondensatora jest proporcjonalna do powierzchni okładek kondensatora oraz stałej dielek-trycznej substancji zawartej między okładkami i odwrotnie proporcjonalna do odległości między okładkami:

(1)

gdzie C to pojemność [Farad], A – powierzchnia elektrod, d – odległość między okładkami kondensatora, ε0 – przenikalność elektryczna próżni, a εr – względna przenikalność elektryczna ośrodka.

Pojemność Cdl kondensatora elektrycznej warstwy podwójnej metal (np. Pt, Au)/elektrolit zawarta jest w granicach 16–50 μF/cm2. Wielkość ta nie jest atrakcyjna z praktycznego punktu widzenia.

Zgodnie z zależnością (1) znaczący wzrost pojemności Cdl uzyskuje się, stosując materiały elektrodowe o tzw. rozwiniętej powierzchni. Są to węgle przewodzące o strukturze porowatej, tlenki metali przejściowych oraz polimery elektroaktywne. Węgiel aktywny o powierzchni 1000 m2/g i pojemności warstwy podwójnej Cdl 15 μF/cm2 pozwala uzyskać pojemność właściwą wynoszącą 150 F/g (1000 m2/g × 10 000 cm2/m2 × 15 μF/cm2 = 150 F/g). Stąd nazwa „superkondensator” lub „ultrakondensator” dla urządzeń wykorzystujących pojemność warstwy podwójnej elektrod z materiałów o wysoko rozwiniętej powierzchni. W praktyce stosuje się warstwy elektrodowe grubości kilku mikrometrów.

2.2. KONDENSATORY ELEKTROCHEMICZNE WYKORZYSTUJĄCE TZW. PSEUDOPOJEMNOŚĆ REDOKS

Kondensatory elektrochemiczne wykorzystujące tzw. pseudopojemność redoks to drugi typ kondensa-torów elektrochemicznych w praktyce szeroko stosowanych. Są to tzw. kondensatory elektrochemiczne typu redoks (ang. redox electrochemical capacitors) lub superkondensatory redoks (ang. redox supercapacitors). Urządzenia te obok wykorzystania ładunku elektrycznej warstwy podwójnej są źródłem prądu pochodzącego od reakcji przeniesienia ładunku, dotyczącej substancji zaadsorbowanych na powierzchni i ulegających przemianie w swej naturze faradajowskiej. Różnica pomiędzy zwykłą reakcją redoks a omawianym zjawiskiem leży w do-stępności substratu. W kondensatorach przeniesienie ładunku jest ściśle limitowane do powierzchni elektrody. Proces zachodzi wieloelektronowo i w szerokim przedziale potencjałów. W tego typu urządzeniach wykorzystuje się materiały zdolne do wchodzenia w powierzchniowe reakcje redoks (np. tlenki rutenu, polimery elektroak-tywne). Przykładem reakcji, w której wykorzystujemy pseudopojemność redoks, jest reakcja przebiegająca na powierzchni tlenków rutenu, gdzie powierzchniowe grupy hydroksylowe w środowisku kwaśnym ulegają redukcji zgodnie z równaniem [7]:

(2)

Warto zauważyć, że stechiometria tej reakcji jest bardzo złożona, a warstwa powierzchniowa grup –OH traktowana jest jako całość. Współczynniki stechiometryczne reakcji odnoszą się do monowarstwy grup aktyw-nych powierzchni.

3. RÓŻNICE MIĘDZY KONDENSATORAMI A OGNIWAMI GALWANICZNYMI

Zarówno kondensatory, jak i ogniwa galwaniczne zbudowane są z dwóch elektrod oddzielonych elektroli-tem (rys. 2). Różnica dotyczy charakteru użytych materiałów elektrodowych i mechanizmu gromadzenia ładun-ku. Dla kondensatorów elektrochemicznych najczęściej obie elektrody wykonane są z tego samego materiału. W ogniwach galwanicznych elektrody różnią się pod względem chemicznym (materiał anodowy jest inny niż materiał katodowy).

Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

�

dAC r×× 0ε ε

� δ yδzyz (OH)RuO(OH)RuO eH δ δ

74

Rys. 2. Schemat budowy kondensatora elektrochemicznego

W procesie ładowania i rozładowania kondensatora obserwuje się ciągłą wewnętrzną zmianę potencjału elektrody V zgodnie z zależnością:

C = q/V lub q = C × V (3)

Krzywe rozładowania kondensatora elektrochemicznego i baterii przedstawia rys. 3.

Rys. 3. Krzywe rozładowania kondensatora elektrochemicznego i baterii

W przeciwieństwie do tego ładowanie/rozładowanie ogniw galwanicznych odbywa się przy zachowaniu stałego potencjału, za wyjątkiem stanu naładowania 0 i 100% (rys. 2).

Konsekwencją wynikającą z opisanej różnicy jest fakt, że energia E, zgromadzona przez kondensator, wy-nosi:

E = 1/2 C × U2 lub E = 1/2 q × U (4)


75

podczas gdy dla baterii poziom energii wynosi q × U, czyli jest dwukrotnie wyższy od poziomu energii w kondensatorze o takim samym napięciu U = ΔV.

Moc superkondensatora wyraża równanie:

(5)

gdzie R to rezystancja urządzenia.Z równania (4) wynika, że wzrost wartości energii zgromadzony w kondensatorze może być osiągnięty

poprzez:1) wzrost pojemności, możliwy do osiągnięcia przez

a) zwiększenie powierzchni aktywnej elektrodb) zmniejszenie odległości między okładkamic) zwiększenie względnej przenikalności dielektrycznej ośrodka

2) zwiększenie napięcia. Zgodnie z równaniem (5) zwiększenie mocy można uzyskać w wyniku:1) zwiększenia napięcia2) zmniejszenia rezystancji.Konstruując urządzenie, mamy wpływ na wielkość mocy użytecznej poprzez dobór materiałów, geometrii

elektrod i elektrochemicznej stabilności elektrolitu.Kondensatory elektrochemiczne plasują się wśród urządzeń do magazynowania i konwersji energii pomię-

dzy kondensatorami elektrolitycznymi∗ a bateriami. Ilustruje to załączony diagram Ragone’a (rys. 4).


� 2

4UPR

Rys. 4. Diagram Ragone’a dla różnych urządzeń elektrochemicznych [8, 9]

Stałe czasowe (RC) (linie przerywane na diagramie) wskazują, że czas ładowania i rozładowania odwracal-nych ogniw galwanicznych jest znacznie dłuższy niż czas tych procesów w kondensatorach elektrochemicznych.

Baterie, jak i niskotemperaturowe ogniwa paliwowe są urządzeniami o niskiej gęstości mocy w porów-naniu z mocą kondensatorów elektrolitycznych. Jednocześnie baterie mają wyższą wartość gęstości energii niż kondensatory. Zastosowanie w urządzeniu zarówno baterii, jak i kondensatorów elektrochemicznych może po-

* W przeciwieństwie do kondensatorów elektrochemicznych pojemność małych kondensatorów elektrolitycznych (o wymiarze kilku cm) jest bardzo mała, rzędu mikro- lub nanofaradów. Kondensatory elektrolityczne zawdzięczają swoją nazwę od sposobu utworzenia separatora między okładkami. Kondensatory elektrolityczne to urządzenia, w których okładki utworzone są z takich metali, jak aluminium, tantal, tytan, niob itp. Okładki są oddzielone cienkim filmem tlenku danego metalu o grubości 10–100 nm. Film ten otrzymuje się na drodze polaryzacji anodowej obu okładek. Kondensatorówelektrolitycznych nie należy mylić z kondensatorami elektrochemicznymi.

76

lepszyć parametry pracy takiego urządzenia. Liczba cykli ładowania-rozładowania jest dla kondensatorów elek-trochemicznych wielokrotnie wyższa w porównaniu z liczbą cykli ładowania akumulatorów. Wynika to z faktu, iż w ogniwach podczas reakcji przeniesienia ładunku dochodzi do tworzenia nowych faz oraz utrudnień wynika-jących z procesów ubocznych. Kondensator elektrochemiczny wykorzystuje głównie ładunek elektrostatyczny, zatem z teoretycznego punktu widzenia proces ładowania i rozładowania mógłby zachodzić w nieskończoność.

4. MATERIAŁY ELEKTRODOWE

4.1. WĘGLE PRZEWODZĄCE

Materiały węglowe są często stosowanym materiałem elektrodowym przy konstrukcji kondensatorów elektrochemicznych [5, 7, 10]. Jak wiadomo, zdolność do przewodzenia prądu elektrycznego zawdzięczają obec-ności płaszczyzn grafenowych, w których atomy węgla C posiadają hybrydyzacje sp2 (w przeciwieństwie do nie-przewodzących odmian węgla sp3). Rezystancja grafitu czy tzw. węgli miękkich lub węgli typu HOPG (ang. highly oriented pyrolytic graphite) jest wysoka i zależy od budowy i porowatości.

Węgle aktywne są materiałami o bardzo silnie rozwiniętej powierzchni. W skali technicznej są otrzymy-wane z surowców naturalnych, tj. paliw kopalnych oraz materiałów organicznych (np. drewno, pestki owoców, skorupy orzechów). W warunkach laboratoryjnych stosuje się również sacharozę oraz żywice syntetyczne.

Dostępne są elektrody węglowe o powierzchni sięgającej nawet 2500 m2/g. Materiał węglowy stosuje się w postaci proszku, tkanin, filcu czy włókien. Magazynowanie energii elektrycznej na elektrodach węglowych jestpojemnościowe w elektrochemicznej warstwie podwójnej. Są to tzw. elektrochemiczne kondensatory ECDL.

Postęp w dziedzinie nanotechnologii pozwala rokować, iż w najbliższych latach użycie nanomateriałów wę-glowych w postaci nanorurek jednościennych i wielościennych czy nanocząstek pozwoli uzyskać lepsze rezultaty w odniesieniu do pojemności właściwej materiałów elektrodowych.

4.2. TLENKI METALI

Zastosowanie tlenków metali przejściowych jako elektrod w konstrukcji kondensatorów elektrochemicz-nych typu redoks jest powszechne. Najczęściej używane są tlenki rutenu (RuOx) [5, 7], dla których wartość x zmienia się w zakresie od 1,9 do 2,0. Pojemność właściwa kondensatorów z tlenkiem rutenu może osiągać war-tość nawet do 720 F/g. Jest to najwyższa osiągnięta wartość pojemności właściwej wśród znanych materiałów elektrodowych, jednakże stosowanie RuOx jest ograniczone ze względu na wysoką cenę tego materiału. Obie-cujące wydaje się być stosowanie tlenków manganu, tlenków żelaza, indu, cyny, wanadu oraz ich połączeń, dla których wartość pojemności właściwej jest na poziomie ok. 150 F/g. Superkondensator składający się z Fe3O4 jako elektrody ujemnej oraz z MnO2 jako elektrody dodatniej cechuje się napięciem pracy do 1,8 V w elektrolicie wodnym. Pojemność właściwa takiego urządzenia to 21,5 F/g, jego rzeczywista moc właściwa osiąga wartość 405 W/kg, a energia właściwa wynosi 8,1 Wh/kg [11].

Materiały tlenkowe, tak jak i węgle, są stabilne w trakcie tysięcy cykli ładowania i rozładowania.

4.3. POLIMERY PRZEWODZĄCE

Polimery przewodzące, zwane również syntetycznymi metalami, reprezentują bardzo atrakcyjną klasę materiałów elektrodowych, które znalazły zastosowanie w superkondensatorach [5, 12]. Są to przewodniki mie-szane elektronowo-jonowe. Do najczęściej stosowanych polimerów należą polipirol oraz pochodne tiofenu. Do zalet tych materiałów należy szybki przebieg procesu utleniania i redukcji w trakcie ładowania i rozładowania urządzenia, wysoka wartość gęstości ładunku (~ 500 C/g) oraz łatwa synteza materiału elektrodowego.

Polimery przewodzące dzięki swym właściwościom do gromadzenia energii mają zastosowanie jako ma-teriały elektrodowe w superkondensatorach. Do celów tych można wykorzystać zarówno polimery typu p, jak i typu n. Rudge i współpracownicy podzielili superkondensatory polimerowe na 3 typy:


77

Typ I – w którym obie elektrody wykonane są z tego samego polimeru p-przewodzącego. W stanie całko-witego naładowania jedna elektroda jest w stanie utlenionym (naładowana dodatnio), a druga w stanie neutral-nym (pozbawiona ładunku). Różnica potencjałów między elektrodami wynosi ok. 0,8–1,0 V.

Typ II – w którym elektrody zrobione są z różnych polimerów typu p, posiadających inne potencjały utle-nienia i redukcji. Użycie różnych polimerów pozwala poszerzyć zakres potencjałów.

Typ III – zawiera w budowie zarówno polimer przewodzący typu p [np. politiofen, poli(3-metylotiofen)], jak i polimer przewodzący typu n (pochodne bitienylu). III typ superkondensatorów oferuje szeroki zakres po-tencjałów roboczych (do 3 V dla elektrolitów niewodnych) oraz odpowiednio większą gęstość energii.

Polimery przewodzące stosowane jako elektrody w kondensatorach elektrochemicznych można modyfi-kować w celu polepszenia ich parametrów pracy. Czynnikiem modyfikującym są najczęściej tlenki metali przej-ściowych, manganu oraz wanadu. Inną możliwość daje modyfikacja polimerów przewodzących, która polega naprzyłączeniu do łańcucha polimerowego grupy redoks. Kolejny sposób to wprowadzenie do matrycy polimero-wej substancji nieorganicznej, która spełnia rolę wielocentrowego układu redoks [13–15]. Znane są również metody modyfikacji polimerów elektroaktywnych nanomateriałami [16]. We wszystkich przypadkach aktywność materiału kompozytowego pochodzi zarówno od polimeru elektroaktywnego, jak i od czynnika modyfikującego.

5. ELEKTROLITY

Rodzaj elektrolitu stanowi kolejne kryterium klasyfikacji kondensatorów elektrochemicznych. Spośródużywanych stosuje się elektrolity wodne i niewodne (z rozpuszczalnikami aprotycznymi oraz ciecze jonowe).

5.1. ELEKTROLITY WODNE

Elektrolity wodne ograniczają możliwe do uzyskania napięcie pracy do 1 V, gdyż powyżej tej wartości w trakcie ładowania na elektrodzie polaryzowanej dodatnio następuje rozkład cząsteczki H2O z wydzieleniem tlenu, a na elektrodzie polaryzowanej ujemnie rozkład cząsteczki wody z wydzieleniem wodoru. Zaletą stosowa-nia elektrolitów wodnych jest wysoka wartość przewodnictwa (np. 0,8 S/cm dla kwasu siarkowego) oraz prosty sposób oczyszczania i suszenia materiałów elektrodowych podczas procesu produkcyjnego. Ponadto cena elek-trolitu wodnego jest znacznie niższa niż cena elektrolitu niewodnego.

Aby uniknąć problemów związanych ze zmniejszeniem efektywności ładownia superkondensatora, stosuje się elektrolit o wysokim stężeniu, gwarantującym odpowiednio niską rezystancję.

5.2. ELEKTROLITY NIEWODNE Z ROZPUSZCZALNIKAMI APROTYCZNYMI

Zastosowanie jako rozpuszczalnika cieczy organicznej, która nie zawiera w cząsteczce aktywnego chemicz-nie atomu wodoru, zwiększa zakres stabilności układu (brak rozkładu cząsteczek rozpuszczalnika). Daje to możli-wość uzyskania większego napięcia roboczego. Im wyższa wartość napięcia, tym większa ilość energii może być zgromadzona [patrz równanie (4)]. Elektrolity niewodne pozwalają na uzyskanie napięcia do 3 V. Ograniczeniem w uzyskaniu wyższej wartości napięcia jest obecność śladów wody w elektrolicie.

Niekorzystnym efektem stosowania elektrolitów niewodnych jest wysoka wartość rezystancji właściwej, skutkiem czego jest spadek mocy kondensatora. Niemniej spadek mocy jest najczęściej kompensowany przez możliwość uzyskania wyższego napięcia.

5.3. CIECZE JONOWE

Ciecze jonowe są to sole, które w temperaturze pokojowej występują w stanie ciekłym. Niska temperatura topnienia wynika z budowy tych soli, które składają się z dużego i niesymetrycznego kationu (np: 1-alkilo-3--metylimidazoliowy, 1-alkilopirydyniowy) oraz niewielkiego anionu. Zakres ich stabilności elektrolitycznej zależy


78

jedynie od rodzaju jonów tworzących ciecz jonową. Odpowiedni dobór jonów prowadzi do otrzymania superkon-densatorów pracujących w szerokim oknie potencjałowym. Znane są superkondensatory, których napięcie pracy wynosi 3 V. Ograniczeniem w stosowaniu cieczy jonowych jest niska wartość przewodnictwa, rzędu mS/cm. Niska wartość przewodnictwa powoduje, że ciecze jonowe stosowane są w kondensatorach elektrochemicznych pracu-jących w wyższych temperaturach.

6. PRZYKŁADY ZASTOSOWAŃ SUPERKONDENSATORÓW

Kondensatory elektrochemiczne stają się coraz bardziej niezawodnymi urządzeniami współpracującymi zarówno z elektrowniami wiatrowymi, jak i systemami ogniw fotowoltaicznych [17]. Zdolność superkondensa-torów do bardzo szybkiego ładowania i rozładowania energii, którą gromadzą, sprawia, że urządzenia te bardzo szybko dostosowują się do zmian obciążenia. Superkondensatory znalazły zastosowanie w sprzęcie domowego użytku, narzędziach elektronicznych, telefonach komórkowych, aparatach fotograficznych itp. Wykorzystywanesą również w układach zasilania samochodów o napędach elektrycznych. W przemyśle motoryzacyjnym główne działanie kondensatorów elektrochemicznych polega na wspomaganiu klasycznych akumulatorów poprzez dzia-łanie jako dodatkowy bufor podczas przyspieszania oraz hamowania. Zastosowanie takiego rozwiązania obniża koszty eksploatacji pojazdu, co wynika z przedłużenia żywotności akumulatora. Superkondensatory zabezpiecza-ją akumulator przed szkodliwym wpływem obciążeń szczytowych. Odzysk energii hamowania przez superkon-densator również obniża koszty eksploatacyjne poprzez zmniejszenie zużycia energii.

7. PODSUMOWANIE

Superkondensatory dynamicznie wkraczają na rynek energetyczny. Unormowania prawne w obszarze ochrony środowiska i zrównoważonego rozwoju obligują do wykorzystywania odnawialnych źródeł energii, co z kolei generuje zapotrzebowanie na niezawodne systemy do magazynowania i konwersji energii.

Kondensatory elektrochemiczne są zdolne do szybkiego ładowania i rozładowania oraz cechują się długim czasem życia, lecz nie są w stanie zmagazynować tak dużej energii elektrycznej, jak akumulatory czy ogniwa paliwowe. Porównanie cech kondensatorów elektrochemicznych i akumulatorów wykazuje, że urządzenia te wzajemnie się uzupełniają. Właśnie dlatego bardzo dobrym rozwiązaniem jest połączenie superkondensatorów z chemicznymi źródłami prądu.


79Superkondensatory jako materiały do magazynowania energii

BIBLIOGRAFIA

1. http://www.dailyreckoning.com.au/supercapacitors/2008/02/28/2. Shukla A.K., Arico A.S., Antonucci V., Renewable Sustainable Energy Rev., vol. 5, 2001, s. 137.3. Becker H.E., U.S. Patent 2 800 616 (1957).4. Boos D.I., U.S. Patent 3 536 963 (to Standard Oil, SOHIO) (1970).5. Conway B.E., Electrochemical Supercapacitors, Plenum Publishing, New York 1999.6. Czerwiński A., Akumulatory, baterie, ogniwa, WKŁ, Warszawa 2005.7. Frąckowiak E. and Bequin F., Carbon, vol. 39, 2001, s. 937.8. Kötz R. and Carlen M., Electrochim. Acta, vol. 45, 2000, s. 2483.9. Plitz I., Dupasquier A., Badway F., Gural J., Pereira N., Gmitter A., Amatucci G.G., Appl. Phys. A, vol. 82, 2006, s. 615.10. Lota G., Lota K., Frąckowiak E., Electrochem. Commun., vol. 53, 2008, s. 2210.11. Cottineau T., Toupin M., Delahaye T., Brousse T., Belanger D., Appl. Phys. A, vol. 82, 2006, s. 599.12. Mastragostino M., Arbizzani C., Soavi F., Solid State Ion., vol. 148, 2002, s. 493.13. Gómez-Romero P., Chojak M., Kulesza P.J., Asensio J.A., Electrochem. Commun., vol. 5, 2003, s. 149.14. Gómez-Romero P., Cuentas-Gallegos K., Lira-Cantú M., Mater J. Sci., vol. 40, 2005, s. 1423.15. Lisowska-Oleksiak A., Nowak A.P., J. Power Sources, vol. 173, 2007, s. 829.16. Arico A.S., Bruce P., Scrosati B., Tarascon J.-M., Schalkwijk van W., Nat. Mater., vol. 4, 2005, s. 366.17. Lisowska-Oleksiak A., Wilamowska M., Szybowska K., Przegląd Komunalny, Sierpień 2008.

80

Autorzy / Biografie

Kamil Kompa Warszawa / Polska

Studia inżynierskie i magisterskie na Politechni-ce Warszawskiej ukończył z wynikiem celującym i otrzymał wyróżnienia za prace. Obecnie jest studentem czwartego roku studiów doktoranckich. Od ponad dwóch lat współpracuje z instytutami badawczymi i uczelniami w Dreźnie w Niemczech. Specjalizuje się w projektowaniu urządzeń energo-elektronicznych i elektronicznych oraz systemów przetwarzania sygnałów i sterowania. Zrealizował liczne projekty przemysłowe i naukowe w tej dziedzinie.

Antoni DmowskiWarszawa / Polska

Profesor zwyczajny, pracownik Politechniki Warszawskiej, związany z tą uczelnią od ponad czterdziestu lat. W latach 1998–2009 pełnił funkcję kierownika Zakładu Elektrowni i Gospodarki Elektro-energetycznej w Instytucie Elektroenergetyki PW. W latach 1988–1990 odbywał wiele staży nauko-wych i przemysłowych w renomowanych uczelniach europejskich i zakładach przemysłowych w Niem-czech i Holandii, m.in. TU Aachen, TU Darmstadt, Ruhr-Universität Bochum, Zakłady BBC (ABB), Benining Von Mongold, REO, Huzer. Z większością wymienionych placówek współpracuje do dziś. Jest autorem sześciu monografii, autorem i współauto-rem ponad 100 publikacji krajowych i zagranicznych, 34 patentów i ponad 45 wdrożeń przemysłowych. Pod jego kierunkiem obronionych zostało 17 prac doktorskich, kolejne cztery są w toku. Jest człon-kiem Komitetu Elektrotechniki PAN.

Antoni Dmowski; Kamil Kompa; Łukasz Rosłaniec; Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

Bernard SzymańskiWarszawa / Polska

Tytuł magistra inżyniera otrzymał w 2005 roku. Obecnie jest doktorantem na Wydziale Elektrycz-nym Politechniki Warszawskiej. W latach 2007––2008 odbył staż naukowy w Center of Applied Research and Development na Hochschule für Technik und Wirtschaft Dresden w Niemczech. W latach 2009–2010 odbył siedem miesięcznych staży naukowych w E.ON Energy Research Center na RWTH Aachen w Niemczech. W swoich bada-niach koncentruje się na odnawialnych źródłach energii, nowoczesnych systemach energetycznych oraz napędach elektrycznych.

Łukasz Rosłaniec Warszawa / Polska

Tytuł magistra inżyniera otrzymał w 2008 roku. Tego samego roku został doktorantem w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. W 2009 roku odbył cztery miesięczne staże na RWTH Aachen w Niemczech. W swoich badaniach koncentruje się głównie na zagadnieniu przeka-zywania energii z odnawialnych źródeł energii do sieci elektrycznej. W jego obszarze zainteresowań znajdują się szczególnie problemy związane z poprawą jakości energii elektrycznej w miejscu przyłączenia źródła do sieci.

81

NOWOCZESNE ELEKTROWNIE FOTOWOLTAICZNE Z ZASOBNIKAMI ENERGII POŁĄCZONE Z SYSTEMEM ELEKTROENERGETYCZNYM

prof. dr hab. inż. Antoni Dmowski / Politechnika Warszawskamgr inż. Kamil Kompa / Politechnika Warszawska

mgr inż. Łukasz Rosłaniec / Politechnika Warszawskamgr inż. Bernard Szymański / Politechnika Warszawska

Praca ta została wsparta z grantu N N510 325537 polskiego Ministerstwa Nauki i Szkolnictwa Wyższego, realizowanego w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej

1. WSTĘP

Energia słoneczna jest najbardziej podstawową formą energii. Procesy biochemiczne doprowadziły do utworzenia dzięki energii słonecznej złóż paliw kopalnych, będących obecnie głównym źródłem energii. Rys. 1 przedstawia porównanie ilości energii słonecznej docierającej na powierzchnię Ziemi w ciągu roku w stosunku do całkowitych zasobów źródeł energii pierwotnej [1, 2]. Przedstawione wyniki świadczą o tym, iż całkowita energia docierająca ze Słońca na powierzchnię Ziemi jest większa niż energia skumulowana we wszystkich źró-dłach energii pierwotnej. Pozyskanie energii słonecznej jest aktualnie możliwe dzięki zastosowaniu technologii takich jak elektrownie słoneczno-cieplne i fotowoltaiczne (PV) czy też koncentratory słoneczne [3].

W elektrowni słoneczno-cieplnej proces przetwarzania energii Słońca rozpoczyna się od skupienia pro-mieniowania słonecznego z wybranego obszaru, zamianie go na ciepło, które jest wykorzystane do napędzenia turbiny termodynamicznej [3]. Turbina napędza generator, który produkuje energię elektryczną. Taki proces przetwarzania ciepła jest typowy dla elektrowni wykorzystujących paliwa kopalne. W Europie tego typu elek-trownia słoneczna jest zlokalizowana w Sewilli w Hiszpanii. Jednakże największa inwestycja tego typu jest plano-wana na pustyni Sahara w Afryce. Projekt pod nazwą DESERTEC [4] został oficjalnie zainicjowany w lipcu 2009

Nowoczesne elektrownie fotowoltaiczne z zasobnikami energii połączone z systemem elektroenergetycznym

Streszczenie

W artykule opisane są fotowoltaiczne systemy zasilania połączone z systemem elektroenergetycznym. Moc generowa-na z odnawialnych źródeł energii jest niestabilna, gdyż wpływają na nią warunki atmosferyczne. Jednakże współpraca elektrow-ni słonecznych z układami magazynowania energii (np. bate-riami elektrochemicznymi) istotnie poprawia parametry pracy i stabilność systemu elektroenergetycznego. Ponadto elek-trownie słoneczne często pracują w miejscach dostępnych dla

człowieka, co wymaga stosowania izolacji galwanicznej ogniw od systemu elektroenergetycznego. Ze względu na koniecz-ność utrzymania wysokiej sprawności przetwarzania energii w elektrowniach fotowoltaicznych do konwersji energii wyko-rzystywane są rezonansowe przekształtniki energoelektronicz-ne o bardzo niskich stratach energii. Istotnym elementem syste-mu jest także przekształtnik sieciowy, który przekazuje energię z ogniw fotowoltaicznych do sieci.

Rys. 1. Światowe zasoby źródeł energii pierwotnej [1]

82

przez konsorcjum europejskich koncernów energetycznych. Wyprodukowana energia ma być transportowana do krajów Europy i Afryki przy użyciu linii energetycznych prądu stałego.

W elektrowniach fotowoltaicznych (PV) energia promieniowania słonecznego jest przekształcana bezpo-średnio w energię elektryczną dzięki wykorzystaniu zjawisk zachodzących w złączu półprzewodnikowym. W elek-trowniach fotowoltaicznych oprócz ogniw fotowoltaicznych wykorzystywane są również przekształtniki energo-elektroniczne dostosowujące parametry energii pochodzącej z ogniw fotowoltaicznych do potrzeb użytkowych.

Obserwowany jest szybki rozwój w dziedzinie elektrowni fotowoltaicznych. Wykorzystywane są one głów-nie w obiektach mieszkalnych jako domowe systemy zasilania. Spotykane są również elektrownie większej mocy (> 200 kWp), przyłączane do sieci elektroenergetycznej, np. elektrownia fotowoltaiczna w Braindis (Niemcy) ma moc 40 MWp, a w Puertollano (Hiszpania) 47 MWp [5].

Przyrost mocy zainstalowanej elektrowni słonecznych w Europie jest spowodowany przede wszystkim wprowadzeniem taryfy stałej (z ang. Feed-in Tariff) za jednostkę energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych [6]. To właśnie wprowadzenie taryfy stałej było przyczyną zainstalowania w 2008 roku nowych elektrowni foto-woltaicznych o sumarycznej mocy 2500 MW w Hiszpanii, 1500 MW w Niemczech i 50 MW w Czechach. Można się spodziewać, iż wprowadzenie taryfy stałej w innych krajach Europy, takich jak np. Polska, doprowadziłoby do podobnych rezultatów.

W roku 2008 moc zainstalowana dużych elektrowni fotowoltaicznych (> 200 kWp) wynosiła ok. 3,8 GWp [5], podczas gdy w roku 2006 było to tylko ok. 500 MWp. Aktualnie jednostkowa moc przekształtników energo-elektronicznych dla elektrowni fotowoltaicznych przekracza już 1 MVA. Technologia ta staje się zatem alternaty-wą dla paliw kopalnych.

2. SYSTEMY FOTOWOLTAICZNE

Systemy fotowoltaiczne możemy podzielić na dwie główne grupy:• pracujące wyspowo• podłączane do systemu elektroenergetycznego.

Najczęściej moc elektrowni fotowoltaicznych pracujących wyspowo dochodzi do kilku kW. Systemy takie nie mają połączenia z systemem elektroenergetycznym i służą do zasilania lokalnych odbiorników.

Elektrownie fotowoltaiczne mogą również współpracować z systemem elektroenergetycznym. Do sieci prądu przemiennego podłącza się je za pomocą odpowiedniego przekształtnika energoelektronicznego prądu stałego na prąd przemienny (DC/AC). Większość przekształtników energoelektronicznych DC/AC, stosowanych w elektrowniach fotowoltaicznych, wykorzystuje w pełni sterowane przyrządy półprzewodnikowe, takie jak tran-zystory mocy MOSFET lub IGBT oraz odpowiednią metodę sterowania PWM. Dzięki temu możliwa jest precyzyjna i szybka regulacja przepływu mocy między systemem prądu stałego i prądu zmiennego. Ponadto prąd po stronie systemu AC pozbawiony jest niepożądanych harmonicznych i nie występuje przepływ mocy biernej.

Najbardziej kosztownym elementem systemu fotowoltaicznego jest bateria ogniw fotowoltaicznych. Dąży się zatem do maksymalizacji mocy uzyskanej z każdego ogniwa. W związku z tym przekształtnik energoelektro-niczny, pośredniczący między ogniwami słonecznymi a systemem elektroenergetycznym, realizuje tzw. algorytm śledzenia maksymalnego punktu mocy ogniw (z ang. Maximal Power Point Tracking – MPPT) [7].

3. WAHANIA MOCY

Moc elektrowni fotowoltaicznej nie jest stała w czasie i zależy od warunków pogodowych lub też pory dnia. Wahania prądu generowanego elektrowni fotowoltaicznej i wiatrowej zostały zobrazowane na rys. 2 [8]. W związku z tym elektrownie fotowoltaiczne dużej mocy, podłączone do sieci, mogą mieć wpływ na parametry pracy i stabilność systemu elektroenergetycznego. Dotyczy to szczególnie elektrowni dużej mocy zlokalizowa-nych daleko od głównego punktu zasilania. Niestabilność mocy pochodzącej z elektrowni fotowoltaicznych może także powodować efekt migotania [9, 10, 11].


83

Problemy te mogą być wyeliminowane przez odpowiednie metody sterowania mocą pochodzącą z elek-trowni fotowoltaicznej. Czasem wymaga to obniżenia ilości produkowanej energii elektrycznej (w przypadku braku odpowiednio dużego zasobnika energii współpracującego z elektrownią). Przede wszystkim konieczne jest jednak użycie systemu sterowania elektrownią połączonego z operatorem sieci dystrybucyjnej. Jeżeli elek-trownia fotowoltaiczna dużej mocy jest włączona w punkt systemu elektroenergetycznego o odpowiednio dużej mocy zwarciowej i stabilnych parametrach napięciowo-częstotliwościowych, wówczas praca elektrowni może być kompensowana odpowiednią rezerwą mocy dyspozycyjnej. Wszystko to wiąże się jednak z wysokimi koszta-mi eksploatacji odnawialnych źródeł energii.

4. FOTOWOLTAICZNE SYSTEMY ZASILANIA Z ZASOBNIKAMI ENERGII

Problemy opisane wcześniej mogą być istotnie ograniczone lub wyeliminowane, jeśli elektrownia fotowol-taiczna współpracuje z zasobnikiem energii. Do gromadzenia energii najczęściej stosuje się koła zamachowe, nadprzewodniki, superkondensatory lub akumulatory elektrochemiczne [12, 13]. Obecnie najbardziej efektywne w przypadku systemów fotowoltaicznych jest magazynowanie energii z wykorzystaniem akumulatorów elek-trochemicznych. Najbardziej popularne są akumulatory kwasowo-ołowiowe i niklowo-kadmowe. Rozwiązanie efektywnego kosztowo systemu gromadzenia energii elektrycznej jest jednym z głównych zagadnień w rozwoju nowoczesnych systemów fotowoltaicznych.

System fotowoltaiczny wyposażony w akumulatory powinien pracować w następujących trybach (w zależ-ności od komend pochodzących od operatora systemu elektroenergetycznego):

• dostarczanie energii do systemu elektroenergetycznego z paneli fotowoltaicznych• dostarczanie energii do systemu elektroenergetycznego z akumulatorów i paneli fotowoltaicznych• dostarczanie energii do systemu elektroenergetycznego z akumulatorów• ładowanie akumulatorów z systemu elektroenergetycznego w czasie nadwyżek mocy• zasilanie wybranych odbiorników z baterii w czasie awarii w systemie elektroenergetycznym.

5. SEPARACJA GALWANICZNA

Panele fotowoltaiczne są zazwyczaj instalowane w miejscach dostępnych dla człowieka. Wymaga to z kolei izolowania paneli od sieci elektroenergetycznej. Izolacja może być zrealizowana metodą tradycyjną, w której wykorzystywany jest transformator pracujący z częstotliwością 50 Hz po stronie systemu elektroenergetycznego (rys. 3a). Możliwe jest także zastosowanie nowoczesnego transformatora o znacznie wyższej częstotliwości pra-


Rys. 2. Prąd generowany z elektrowni fotowoltaicznej (niebieski) i z elektrowni wiatrowej (czerwony) [8]

84

cy, charakteryzującego się niskimi stratami i małymi gabarytami. Transformator taki jest wewnętrznym elemen-tem przekształtnika energoelektronicznego (rys. 3b). Rozwiązanie takie ma następujące zalety:

• niewielkie rozmiary• duża gęstość przetwarzanej energii elektrycznej• wysoka sprawność.

Jeżeli elektrownia fotowoltaiczna, współpracująca z zasobnikiem energii, jest odpowiednio sterowana, wtedy elektrownia taka jest w pełni dyspozycyjna i pomaga operatorowi w sterowaniu systemem elektroenerge-tycznym [14, 15]. Na rys. 4 pokazana jest w pełni dyspozycyjna elektrownia fotowoltaiczna z elektrochemicznym zasobnikiem energii elektrycznej. Elektrownia taka składa się z kilku bloków funkcjonalnych, tj.:

• paneli fotowoltaicznych• przetwornicy DC/DC, gdzie śledzony jest maksymalny punkt mocy ogniwa• przetwornicy DC/AC, która wstrzykuje energię pochodzącą z ogniw fotowoltaicznych do sieci elektro-

energetycznej• przetwornic AC/DC i DC/DC, które odpowiedzialne są za nadzór i sterowanie elektrochemicznego za-

sobnika energii elektrycznej.

(a) Izolacja galwaniczna przy użyciu transformatora 50 Hz

(b) Izolacja galwaniczna z wykorzystaniem transformatora o wyższej częstotliwości pracy

Rys. 3. Przekształtnik energoelektroniczny z izolacją galwaniczną

W tym przypadku przetwornica DC/DC rozładowuje baterię elektrochemiczną i zapewnia stałą moc wej-ściową dla przetwornicy DC/AC. Ponadto jednostka sterująca nadzoruje i steruje przetwornicami energoelektro-nicznymi zgodnie z poleceniami operatora sieci. W tym rozwiązaniu izolacja galwaniczna zrealizowana jest za pomocą transformatora wysokoczęstotliwościowego, znajdującego się w przetwornicach DC/AC i AC/DC.

Rys. 4. Elektrownia fotowoltaiczna z zasobnikiem energii i izolacją galwaniczną


85

6. PRZEKSZTAŁTNIKI REZONANSOWE W SYSTEMACH FOTOWOLTAICZNYCH

Obecnie gęstość przetwarzanej energii jest ważnym czynnikiem w przypadku przekształtników energo-elektronicznych. W celu zmniejszenia gabarytów urządzenia i zwiększenia gęstości przetwarzanej energii wyko-rzystywana jest wysoka częstotliwość przetwarzania energii. Jednakże wysoka częstotliwość skutkuje wysokimi stratami łączeniowymi tranzystorów mocy. Dlatego też, w celu zminimalizowania strat mocy wykorzystywane są miękkie techniki przełączania tranzystorów mocy. Dzięki temu możliwe jest zastosowanie małych i wydajnych transformatorów separacyjnych. Ponadto miękkie przełączanie tranzystorów przekształtnika skutkuje także ni-skim poziomem emisji zakłóceń elektromagnetycznych.

Sposób wykorzystania miękko przełączanych przekształtników DC/DC w systemie fotowoltaicznym [16] obrazuje rys. 5.

Rys. 5. Wielofazowy szeregowy przekształtnik rezonansowy w elektrowni fotowoltaicznej [16]

W prezentowanym rozwiązaniu każdy z paneli fotowoltaicznych zintegrowany jest z niewielkim przekształt-nikiem energoelektronicznym, śledzącym maksymalny punkt mocy ogniwa. Ponadto wykorzystany został wie-lofazowy przekształtnik rezonansowy. Jest on wyposażony w wysokoczęstotliwościowy transformator izolujący (wspólny dla wszystkich paneli). Zapewnia to odpowiednią izolację galwaniczną od systemu elektroenergetycz-nego elementów dostępnych dla człowieka. Transformator realizuje w tym wypadku także dopasowanie poziomu napięcia między panelami a przekształtnikiem DC/AC, który połączony jest z obciążeniem.

Na rys. 6 pokazany jest trójfazowy przekształtnik rezonansowy DC/DC. Przekształtnik użyty jest jako ele-ment fotowoltaicznego systemu zasilania przedstawionego na rys. 4. Przedstawiony przekształtnik DC/DC posia-da wysokoczęstotliwościowy transformator izolujący oraz wykorzystuje zjawisko szeregowego rezonansu elek-tromagnetycznego do przetwarzania energii elektrycznej.

Rys. 6. Trójfazowy szeregowy przekształtnik rezonansowy

Rys. 7 prezentuje wyniki pomiarów napięcia uR (żółty) i prądu iR (niebieski) w obwodzie rezonansowym omawianego przekształtnika trójfazowego. Częstotliwość widocznych przebiegów wynosi:

f ≈ 200 kH z (1)

Na rys. 8 pokazana jest charakterystyka wyjściowa przekształtnika z rys. 6. Przetwornica sterowana jest za pomocą sterowania częstotliwościowego i modulacji gęstości impulsów [17]. Ponadto przetwornica może pracować zarówno z obciążeniem rezystancyjnym, jak i napięciowym. Przetwornica ta może być wykorzystana jako część przekształtnika DC/AC, który przekazuje energię z elektrowni fotowoltaicznej do sieci oraz jako część przetwornicy AC/DC ładującej elektrochemiczny zasobnik energii (rys. 4).


86

Rys. 7. Przebiegi napięcia i prądu – szeregowy rezonansowy przekształtnik trójfazowy DC/DC z transformatorem separacyjnym


7. PRZEKSZTAŁTNIKI ENERGOELEKTRONICZNE PRZEKAZUJĄCE ENERGIĘ Z OGNIW FOTOWOLTAICZNYCH DO SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

Najważniejszą częścią każdej elektrowni fotowoltaicznej jest falownik współpracujący z siecią, który od-powiada za przekazywanie energii z obwodu pośredniczącego prądu stałego do sieci elektroenergetycznej. Naj-częściej w układach fotowoltaicznych stosowane są falowniki napięcia. Tego typu urządzenia muszą posiadać odpowiednie cechy konstrukcyjne oraz oprogramowanie, które pozwolą im na bezpieczną współpracę z siecią elektroenergetyczną oraz utrzymywanie odpowiednich parametrów jakości prądu wyjściowego. Falowniki napię-cia umożliwiają dwukierunkowy przepływ mocy, dzięki czemu możliwe jest wykorzystanie tego typu źródeł do

Rys. 8. Charakterystyka wyjściowa trójfazowego przekształtnika rezonansowego

87

Rys. 9. Schemat ideowy jednofazowego falownika napięcia

8. PODSUMOWANIE

W artykule omówione zostały zagadnienia dotyczące generacji energii elektrycznej w elektrowniach foto-woltaicznych. Przedstawiono systemy fotowoltaiczne współpracujące z elektrochemicznym zasobnikiem energii oraz opisano funkcje, jakie system taki powinien spełniać w systemie elektroenergetycznym. Ponadto została opisana kwestia izolacji galwanicznej oraz możliwości wykorzystania rezonansowych przekształtników energo-elektronicznych w elektrowniach fotowoltaicznych. Dodatkowo w artykule przedstawiono zagadnienie zwrotu energii pochodzącej z elektrowni fotowoltaicznej do sieci elektroenergetycznej.


kompensacji mocy biernej. Kompensacja mocy biernej może mieć także korzystny wpływ na wartość napięcia u odbiorców, ma to szczególne znaczenie w sieciach niskiego napięcia.

Typowa konstrukcja jednofazowego falownika napięcia jest pokazana na rys. 9. Układ składa się z pojem-ności wejściowej, układów pomiarowych mierzących parametry wejściowe, mostka złożonego z tranzystorów IGBT, filtra wyjściowego LCL, ogranicznika przepięć, łącznika oraz układów pomiarowych mierzących parametry wyjściowe. Szczególne znaczenie dla parametrów falownika mają filtry LCL oraz filtry EMI. Jakość prądu przeka-zywanego do systemu zależy głównie od tych dwóch filtrów, jak również od układu sterowania przekształtnika. Model układu z rys. 9 jest aktualnie badany w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Projekt zakłada sprawdzenie działania trzech podstawowych technik sterowania tego typu falowników:

• histerezowy regulator prądu• regulator PI prądu• regulator PQ.

Dotychczas wykonano głównie badania symulacyjne za pomocą pakietu symulacyjnego PSIM. Schemat symulacyjny urządzenia przedstawiono na rys. 10. Rys. 11 przedstawia przebieg prądu wyjściowego falownika pracującego z regulatorem histerezowym prądu.

Użycie w symulacji bloku DLL (dostępnego w PSIM) pozwoliło na rozpoznanie problemów, które pojawiają się przy realizacji cyfrowego układu sterowania tego typu urządzenia.

88

Rys. 10. Model symulacyjny jednofazowego falownika napięcia współpracującego z idealnym źródłem napięcia

Rys. 11. Przebiegi prądu wyjściowego falownika I(RL3) [A] oraz bipolarnego sygnału PWM V(PWM) [V]


89

BIBLIOGRAFIA

1. Bartosik M., Globalny kryzys energetyczny – mit czy rzeczywistość? Proceedings of 10th International Conference „Nowoczesne urządzenia zasilające w energetyce”, 14–16 March, Zakopane, Poland 2007.

2. Survey of energy resources, World Energy Council, 2004.3. Heinloth K., Energy Technologies, Springer Verlag, 2006.4. Foundation D., Red Paper – An overview of Desertec Concept – 2nd Edition, Desertec Foundation, 2009.5. Lenardic D., Large scale PV power plants – Annual and cumulative installed power output capacity – Key statistical

indicators, Annual Review, 2008.6. Pietruszko S., Taryfa stała (Feed-in Tariff) motorem rozwoju odnawialnych źródeł energii, Centre for Photovoltaics of

the Warsaw University of Technology, 2009.7. Blaabjerg F., Iov F., Teodorescu R., Chen Z., Power electronics in renewable energy systems. Proceedings of 12th In-

ternational Power Electronics and Motion Control Conference (EPE), 2006.8. Biczel P., Optymalne wykorzystanie pierwotnych nośników energii na przykładzie hybrydowej elektrowni słonecznej

z ogniwami paliwowymi, PhD thesis, Warsaw University of Technology, 2003.9. Albarracin R., Amaris H., Power Quality in distribution power networks with photovoltaic energy Sources. Proce-

edings of International Conference on Environment and Electrical Engineering, 10–13 May, Karpacz, Poland 2009.10. Bien A., Rozkrut A., A measurement scale for the light flickering phenomenon, 6th International Conference, Electri-

cal Power Quality and Utilisation, 19–21 September 2001.11. Bien A., Hanzelka Z., Power Quality Application Guide, Voltage Disturbances.Flicker Measurement, Copper Develop-

ment Association, October 2005. 12. Rashid M., Energy Technologies, Elsevier Inc. 2nd Edition, 2007.13. Sauer D., Blank T., Kowal J., Magnor D., Energy Storage Technologies for Grids With High Penetration of Renewa-

ble Energies and for Grid Connected PV Systems, 23rd European Photovoltaic Solar Energy Conference, 1–5 September, Valencia, Spain 2008.

14. Dmowski A., Szymański B., Rosłaniec Ł., Photovoltaic power plants as an alternative to conventional power genera-ting systems, Aktualne Problemy w Elektroenergetyce Conference Proceedings, 3–5 June, Jurata, Poland 2009.

15. B. Szymański, A. Dmowski, Battery charging system in photovoltaic application. X International PhD workshop OWD 2008, 18–21 October, Wisła, Poland 2008.

16. Jacobs J., Multi-Phase Series Resonant DC -to-DC Converters, Aachen, Germany, RWTH Aachen University, Aachener Beiträge des ISEA Band 42, PhD Thesis, 2006.

17. Matysik J., Metody sterowania integracyjnego tranzystorowych falowników napięcia klasy D z szeregowym obwodem rezonansowym, Prace Naukowe Elektryka, zeszyt 114, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2001.


INFORMACJE DLA AUTORÓW

UWAGA!

wamy znaku "×"

2 w energetyce

2. STRESZCZENIE

3. BIOGRAM

4. FOTOGRAFIE


Documents

Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 01/2009