Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 02/2009

02/2009 numer 2/rok 1

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetykównergeticaact

Patronat

ENERGA S.A.

Redaktor Naczelny

Rada Naukowa

www. actaenergetica.org

Korekta

4

20

30

42

60

70

76

84

88

106

w numerze

ŚCIEŻKI ENERGETYCZNE DLA GDAŃSKAdr inż. Jerzy Buriak / dr inż. Marcin Jaskólski

KOGENERACJA W DUŻEJ I MAŁEJ SKALI prof. dr hab. inż. Jan Kiciński / doc. dr hab. inż. Piotr Lampart

CENY (I STAWKI) WĘZŁOWE – HARMONIZACJA ROZWIĄZAŃ RYNKOWYCH Z NOWYMI TRENDAMI ROZWOJOWYMI dr inż. Roman Korab

MOŻLIWOŚĆ REDUKCJI STRAT W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA POPRZEZ OPTYMALNĄ LOKALIZACJĘ ROZCIĘĆ dr inż. Aleksander Kot / prof. dr hab. inż. Jerzy Kulczycki / dr inż. Waldemar L. Szpyra

REGULACJA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJmgr inż. Sylwester Laskowski

DYNAMIKA ŁUKU ZWARCIOWEGO PRZEMIESZCZAJĄCEGO SIĘ WZDŁUŻ SZYN ROZDZIELNIC WYSOKIEGO NAPIĘCIAdr hab. inż. Roman Partyka / mgr inż. Daniel Kowalak

NIEZAWODNOŚĆ TRANSMISJI DANYCH PROTOKOŁU UDP W ELEKTROENERGETYCZNYCH SYSTEMACH TELETRANSMISYJNYCH WSPÓŁPRACUJĄCYCH Z SIECIĄ INTERNET dr inż. Michał Porzeziński / dr inż. Grzegorz Redlarski

CZY LICZNIKI kvarh POWINNY BYĆ STOSOWANE?prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba

OPTYMALNA REGULACJA NAPIĘCIA W SIECIACH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA dr inż. Waldemar L. Szpyra / dr inż. Aleksander Kot

MOŻLIWOŚCI ZASTOSOWANIA SYSTEMÓW MONITORINGU TECHNICZNEGO W INFRASTRUKTURZE ELEKTROENERGETYCZNEJ prof. dr hab. inż. Krzysztof Wilde

Systemy elektroenergetyczne postrzegane są obecnie przez pryzmat ich rozwoju. Mówimy o nowych, od-nawialnych źródłach energii – wiatrowych, biogazowych, biomasowych, słonecznych – generacji rozproszonej, samochodach elektrycznych czy sieciach inteligentnych (smart grids). Skupiając się na przyszłości, w pewnym sensie zapominamy o stanie obecnym systemów elektroenergetycznych, a w tym o stanie sieci elektroenerge-tycznych.

Współczesne systemy elektroenergetyczne to, oprócz źródeł energii, tysiące kilometrów linii elektroener-getycznych różnego typu i o różnych napięciach znamionowych, tysiące transformatorów, aparatura łączeniowa i pomiarowa oraz różnego rodzaju budowle, np. tamy elektrowni wodnych czy chłodnie kominowe. Często są one wyeksploatowane. W wielu systemach wiek znaczącej liczby tych urządzeń, np. linii elektroenergetycznych, przekracza dwadzieścia pięć i więcej lat.

Dziś, kiedy istnieje konieczność rozbudowy sieci elektroenergetycznych, wynikająca ze wzrostu poboru energii elektrycznej oraz ze zmiany struktury wytwarzania w systemach elektroenergetycznych (generacja roz-proszona), nie mniej ważnym zadaniem staje się utrzymanie w pracy istniejącego majątku sieciowego. Elemen-tem tego utrzymania jest diagnostyka, której celem jest wykrywanie (predykcja) zagrożeń, nim nastąpi awaria. Przykład odnoszący się do diagnostyki konstrukcji betonowych, tj. słupów linii elektroenergetycznych oraz bu-dowli energetycznych znajdziemy w niniejszym numerze Acta Energetica.

Innym tematem odnoszącym się do istniejących, chociaż również do przyszłych sieci elektroenergetycz-nych, jest bezinwestycyjne, czyli bez rozbudowy sieci, zmniejszanie strat energii w sieciach. Problem ten poru-szany jest w dwóch artykułach.

Warto również zwrócić uwagę na głos odnoszący się do zasadności pomiaru tzw. mocy oraz iloczynu, tzw. mocy biernej i czasu. Wielkości te nie mają sensu fizycznego, chociaż niosą fizyczne implikacje.

Serdecznie zapraszam do lektury.

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

4

Autorzy / Biografie

Jerzy Buriak Gdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej (1995). Stopień naukowy doktora uzyskał również na Politechnice Gdańskiej na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki (2001). Obecnie zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki PG. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: planowanie rozwoju systemów energetycznych, formułowanie modeli optymalizacji, bazy danych w energetyce.

Jerzy Buriak / Politechnika GdańskaMarcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

Marcin JaskólskiGdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2002). Stopień naukowy doktora uzyskał na swoim macierzystym wydziale (2006). Obecnie zatrudniony na sta-nowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki PG. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: zintegrowane modelowanie rozwoju systemów energetycznych, odnawialne i niekonwencjonalne źródła energii, wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem.

5Ścieżki energetyczne dla Gdańska

ŚCIEŻKI ENERGETYCZNE DLA GDAŃSKA

dr inż. Jerzy Buriak / Politechnika Gdańskadr inż. Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIE

1.1. Ogólne informacjeW niniejszym referacie zaprezentowano ścieżki energetyczne dla Gdańska. Termin „ścieżka energetycz-

na” jest definiowany jako propozycja przedsięwzięć dotyczących systemu energetycznego na danym obszarze.Mianem systemu energetycznego określa się zespół obiektów, urządzeń i maszyn służących do uzyskiwania, przetwarzania, przesyłania, rozdziału i użytkowania energii we wszystkich jej postaciach na określonym obszarze geograficznym [9, 10]. Ścieżki energetyczne przedstawiono w trzech horyzontach czasowych: krótkotermino-wym (rok 2012), średnioterminowym (rok 2020) i długoterminowym (rok 2050).

Referat jest rezultatem badań prowadzonych w ramach projektu PATHways TO Renewable and Efficientenergy Systems (PATH-TO-RES), wspieranego przez program Komisji Europejskiej SAVE Altener Intelligent Ener-gy Europe. Gdańsk jest jednym z miast wybranych do badań w ramach projektu. Pozostałe miasta to: Goeteborg (Szwecja), Arnhem, Lochem (Holandia), Dunkierka (Francja) i region Walencji (Hiszpania).

1.2. Granice geograficzne

Streszczenie

W niniejszym referacie przedstawiono strategię i wizję rozwoju systemu energetycznego miasta Gdańska. Wyznaczono geograficzne granice badanego obszaru. Na-kreślono lokalne i globalne cele rozwoju sektora energe-tycznego w mieście. Ponadto wskazano kluczowe podmioty odgrywające ważną rolę w rozwoju systemu energetyczne-go. Następnie podsumowano ścieżki rozwoju energetyki. Podsumowanie zawiera prezentację aktualnego stanu syste-mu energetycznego w Gdańsku, środki, które należy podjąć, aby osiągnąć cele strategii rozwoju, problemy i ogranicze-nia, które można napotkać podczas procesu przemian w sys-

temie oraz zestawienie kluczowych opcji technologicznych, które będą miały w przyszłości duże znaczenie. Ścieżki są rozważane w trzech horyzontach czasowych: krótkotermi-nowy (rok 2012 – rzeczywisty plan), średnioterminowy (rok 2020 – strategia) i długoterminowy (rok 2050 – wizja). Dla każdego przedziału czasowego opracowano prognozy zapo-trzebowania na energię elektryczną i ciepło. W podsumowa-niu referatu zamieszczono tabele zawierające podstawowe wskaźniki rozwoju systemu energetycznego w Gdańsku, tj. zużycie energii pierwotnej, finalne zużycie energii, wskaźnikii ilości emisji CO2.

Rys. 1. Geograficzne granice miasta Gdańska, źródło: Mapy Google [11]

6

Miasto Gdańsk jest umiejscowione w północnej części Polski, nad Zatoką Gdańską. W jego granicach znaj-duje się część Trójmiejskiego Parku Krajobrazowego. Główny obszar rozwoju regionu znajduje się w jego części południowej. Gdańsk tworzy z Gdynią i Sopotem aglomerację znaną pod nazwą Trójmiasto. Inne miasta ota-czające aglomerację to: Pruszcz Gdański (na południu), Rumia, Reda, Wejherowo (na północy). Granice miasta wykreślono i przedstawiono na rys. 1.

W tablicy 1 zestawiono podstawowe informacje o Gdańsku.

Tab. 1. Podstawowe informacje dotyczące Gdańska

Powierzchnia w przybliżeniu [km²] 262

Ludność w przybliżeniu 460 000

Ogólna struktura przemysłu ciężkiego rafineria, stocznie, duża elektrociepłownia

Podstawowa charakterystyka systemu energetycznego • dominacja węgla kamiennego w strukturze paliw (elektrociepłownia zawodowa, elektrociepłownia przemysłowa w rafinerii)

• rosnąca rola gazu ziemnego (elektrociepłownia rejonowa, kotłowanie lokalne, kotły indywidualne, kotły przemysłowe)

• zmodernizowane bloki w elektrociepłowni zawodowej• przestarzałe i nieefektywne bloki skojarzone oraz kotły opalane węglem w pozosta-

łych gałęziach przemysłu

Bazy danych statystycznych Rocznik statystyczny województwa pomorskiegoUrząd Statystyczny w Gdańsku

2. GLOBALNE I LOKALNE CELE ORAZ PLANY ROZWOJU SYSTEMU ENERGETYCZNEGO

2.1. Cele lokalneCele lokalne rozwoju systemu energetycznego w Gdańsku zostały zaprezentowane w tablicy 2. Podzielono

je według kryterium horyzontu czasowego, tzn. na cele średnioterminowe i cele długoterminowe. Perspektywa średnioterminowa odnosi się do czasu potrzebnego do zakończenia konkretnej inwestycji (do 7 lat). Horyzont długoterminowy oznacza czas potrzebny do osiągnięcia bardziej strategicznych celów (zwykle więcej niż 7 lat). Cele lokalne zostały ustanowione na poziomie lokalnym, głównie przez zakłady energetyczne, produkujące lub dostarczające energię elektryczną, ciepło i gaz ziemny, oraz przez władze lokalne, tj. urząd miasta.

Tab. 2. Średnioterminowe i długoterminowe lokalne cele rozwoju systemu energetycznego w Gdańsku

Cel strategiczny Horyzont średnioterminowy Horyzont długoterminowy Komentarze

1. Modernizacja miejskiego systemu ciepłowniczego przez nowego właści-ciela Leipziger Stadtwerke

xProjekt zaawansowany – system jest częściowo zmodernizowany, przewidywana jest dalsza modernizacja

2. Zgazowanie produktów ubocznych rafinacji ropy naftowej w rafineriiLOTOS

xTechnologia dostarczana przez Lockheed Martin (USA) w ramach „off-setu” F-16

3. Nowe bloki wytwórcze zasilane gazem ziemnym w Elektrociepłow-niach Wybrzeże

xWewnętrzne plany rozwoju Elektrociepłowni Wybrzeże SA i EdF Polska

4. Instalacja usuwania SO2 na blo-kach opalanych węglem w Elektro-ciepłowni 2 Gdańsk


5. Oszczędność energii na istnieją-cych osiedlach mieszkaniowych

x

Modernizacja budynków: inwestycje prowadzo-ne przez prywatnych właścicieli i spółdzielnie mieszkaniowe, wdrożenie regulacji prawnych dotyczących wspierania termomodernizacji


7


6. Budowa sieci ciepłowniczych dla nowych osiedli mieszkaniowych

x Plan do roku 2030Plan zaopatrzenia Gdańska w energię elek-tryczną, ciepło i gaz ziemny (opracowany przez Energoprojekt Katowice S.A.)

7. Rozbudowa systemu dystrybucji gazu ziemnego dla kotłowni na no-wych osiedlach mieszkaniowych

x Plan do roku 2030 jak wyżej

8. Budowa i modernizacja elektro-energetycznej sieci rozdzielczej dla nowych osiedli mieszkaniowych i dzielnic przemysłowych

x Plan do roku 2030 jak wyżej

9. Wzrost udziału biomasy współspa-lanej z węglem kamiennym w Elektrociepłowniach Wybrzeże, w tym w Elektrociepłowni 2 Gdańsk


10. Rozwój sytemu elektrycznego transportu publicznego

x x Nowe linie tramwajowe, projekty urzędu miasta

11. Procentowy udział energii elek-trycznej ze źródeł odnawialnych w ilości energii elektrycznej do-starczanej odbiorcom przez spółkę dystrybucyjną ENERGA-Obrót S.A.

8,7% w 200910, 4% w 2010

11, 4% w 2014 12,9% w 2017

Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw po-chodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (2008)

12. Procentowy udział energii elek-trycznej pochodzącej z kogeneracji opartej na spalaniu gazu ziemnego w ilości energii elektrycznej dostarcza-nej odbiorcom przez spółkę dystrybu-cyjną ENERGA-Obrót S.A.

2,9% w 2009 3,5% w 2012

Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzeniaz kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obo-wiązku uzyskania i przedstawienia do umorzeniatych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danychdotyczących ilości energii elektrycznej wytworzo-nej w wysokosprawnej kogeneracji (2007)

13. Procentowy udział energii elektrycznej pochodzącej z kogene-racji w ilości energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom przez spółkę dystrybucyjną Koncern Energetyczny ENERGA S.A.

20,6% w 2009 23,2% w 2012 jak wyżej

14. Gospodarka ściekami i odpadami komunalnymi

xProjekt budowy obiektu spalającego lub zgazo-wującego odpady do produkcji paliwa lub energii elektrycznej i ciepła

Jak można dostrzec w tablicy 2, lokalne cele rozwoju systemu energetycznego Gdańska dotyczą głównie modernizacji infrastruktury wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej, ciepła i gazu. Jednakże są także plany rozwoju, przykładowo w Elektrociepłowniach Wybrzeże, zmierzające do redukcji emisji zanieczyszczeń do at-mosfery. Z powodu restrykcyjnych standardów emisyjnych nałożonych na kotły energetyczne, elektrociepłownie planują zbudowanie instalacji odsiarczania spalin. Wzrostu udziału biomasy spalanej w Elektrociepłowni 2 Gdańsk jest wynikiem skutecznego mechanizmu promowania odnawialnych źródeł energii. Plany dotyczące nowych bloków zasilanych gazem ziemnym prawdopodobnie zostaną zrewidowane w związku ze znaczącym wzrostem ceny paliwa.

Ścieżki energetyczne dla Gdańska

8

2.2. Cele globalneChcąc zbadać rozwój systemu energetycznego w szerszym kontekście, zebrano informacje o celach global-

nych rozwoju energetyki i przedstawiono w tablicy 3. Cele globalne zostały wytyczone na podstawie generalnych planów Unii Europejskiej (UE) i Polski (PL) w obszarze energetyki. Cele te podzielono według kryterium horyzon-tu czasowego na średnio- i długoterminowe.

Tab. 3. Średnio- i długoterminowe cele globalne

Region geogr.


UE1. Roczna 1-proc. redukcja energo-chłonności

x Dyrektywa 2006/32/WE

UE2. Redukcja emisji gazów cieplarnia-nych

20% w 2020 w porówna-niu z emisją z roku 1990

Renewable Energy Road Map – Renewable energies in the 21st century (EC 10.01.2007)

UE 3. Wzrost efektywności energetycznej

Zmniejszenie zużycia energii o 20% do roku 2020 w porównaniu z prognozami unijnymi do roku 2020


UE4. Osiągnięcie 20-proc. udziału OZE w bilansie energetycznym

20% całkowitego zużycia energii w roku 2020


UE5. Osiągnięcie 10-proc. udziału biopa-liw w sektorze paliw transportowych

10% w roku 2020Renewable Energy Road Map – Renewable energies in the 21st century (EC 10.01.2007)

PL

1. Osiągnięcie celu dotyczącego udziału energii elektrycznej z OZE w ilości energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom

8,7% w roku 2009 11 , 4% w roku 2014Rozporządzenie Ministra Gospo-darki

PL2. Cel dotyczący udziału OZE w roku 2020

15% w roku 2020

Propozycja Dyrektywy Parla-mentu Europejskiego i Rady ws. promowania zużycia energii ze źródeł odnawialnych (2008)

PL3. Limit emisji gazów cieplarnianych do roku 2020 w porównaniu z emisjami w roku 2005

+14% w roku 2020Parlament Europejski (z wyłącze-niem systemu handlu emisjami)

PL4. Cele dotyczące udziału OZE w zużyciu energii pierwotnej

7,5% w roku 2010 14% w roku 2020Strategia Rozwoju Energetyki Odnawialnej (2001)

PL 5. Cele dotyczące oszczędności energii 2% do roku 2010 9% do roku 2016

Krajowy plan działań dotyczący efektywności energetycznej (EEAP) 2007, Ministerstwo Gospo-darki, Warszawa (2007)

Cele ustanowione na poziomie europejskim, a następnie zaimplementowane w krajowych regulacjach prawnych, odnoszą się do trzech głównych obszarów:

1) redukcja emisji gazów cieplarnianych2) wzrost zużycia OZE i biopaliw transportowych3) oszczędności energetyczne, wzrost efektywności energetycznej, redukcja energochłonności. Cele te mają istotny wpływ na rozwój systemów energetycznych w skali lokalnej. Budynki muszą posiadać cer-

tyfikaty energetyczne, elektrociepłownie i ciepłownie działające na rynku lokalnym mają przyznawane uprawnienia doemisji CO2 i uczestniczą w systemie handlu emisjami. Wzrasta udział biomasy współspalanej z węglem w elektrocie-płowniach, paliwa z biokomponentami pojawiają się na stacjach benzynowych. Istotne jest zatem przenoszenie global-nych celów strategicznych do lokalnych planów rozwoju energetyki w imię zasady „myśl globalnie, działaj lokalnie”.


9

3. KLUCZOWE PODMIOTYW granicach geograficznych rozpatrywanego przykładu – miasta Gdańska – działają różnego typu władze,

przedsiębiorstwa, instytucje i organizacje, które są uważane za podmioty kluczowe dla rozwoju systemu ener-getycznego.Spółki wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej:

• Koncern Energetyczny ENERGA S.A. – operator systemu dystrybucyjnego (ENERGA-Operator S.A.) oraz spółka dystrybucji energii elektrycznej (ENERGA-Obrót S.A.)

• Elektrociepłownie Wybrzeże S.A. – Elektrociepłownia 2 Gdańsk, główny udziałowiec Electricite de France • Rafineria LOTOS• Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (GPEC), główny udziałowiec Stadtwerke Leipzig • Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) – Oddział Gdańsk• Pomorska Spółka Gazownictwa sp. z o.o. (PSG).

Decydenci, reprezentanci administracji miejskiej i regionalnej:• Urząd Miasta Gdańska• Urząd Marszałkowski Województwa Pomorskiego, władza odpowiedzialna za rozwój regionu, w tym

systemu energetycznego poprzez opracowywanie regionalnej strategii rozwoju energetyki. Kluczowe departamenty Urzędu Marszałkowskiego: Departament Środowiska, Rolnictwa i Zasobów Naturalnych, Departament Infrastruktury

• Urząd WojewódzkiDepartament Środowiska i Rolnictwa, Departament Infrastruktury.

Rolę organu nadzorującego ochronę środowiska i użytkowanie środowiska odgrywa:• Wojewódzki Inspektorat Ochrony Środowiska (WIOŚ Gdańsk).

Wspieraniem projektów inwestycyjnych w postaci nowych technologii energetycznych i technologii ochrony środowiska zajmuje się:

• Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Gdańsku (WFOŚiGW).

Konsultanci:• Energoprojekt Katowice S.A., odpowiedzialny za przygotowanie planu zaopatrzenia w energię elektrycz-

ną, ciepło i gaz dla Gdańska• Bałtycka Agencja Poszanowania Energii (BAPE), zaangażowana w promocję (seminaria, targi, kampanie

informacyjne) odnawialnych źródeł energii i racjonalnego wykorzystania energii• Fundacja Poszanowania Energii (FPE), promowanie odnawialnych źródeł energii i racjonalnego wyko-

rzystania energii (studia wykonalności, analizy ekonomiczne dotyczące oszczędności energetycznych i OZE, edukacja studentów, nauczycieli, pracowników sektora energetycznego, społeczności lokalnych)

• Instytut Maszyn Przepływowych Polskiej Akademii Nauk (IMP PAN)• Politechnika Gdańska (PG), analizy dla spółek dostarczających energię elektryczną i/lub ciepło, projekty

naukowe dotyczące planowania energetycznego np. PATH-TO-RES, Sustainable Energy for Poland: The Role of Bioenergy (SEP BioEnPol), itp.

• inni.

Te podmioty powinny mieć największy udział w opracowywaniu ścieżek rozwoju systemów energetycz-nych. Strategia, powstała na podstawie tych ścieżek, powinna być rezultatem kompromisu, gdyż z reguły każdy podmiot reprezentuje swoje interesy, które bywają sprzeczne z interesami innych zainteresowanych podmiotów i nie zawsze muszą prowadzić do optymalnego, z punktu widzenia całego systemu, rozwiązania.

Ważne jest również włączenie spółdzielni mieszkaniowych, związków właścicieli nieruchomości itp. do opracowywania strategii, gdyż odgrywają oni istotną rolę w jej implementacji.


10

4. ŚCIEŻKI ROZWOJU

4.1. Przekrój problemuW tym rozdziale zaprezentowano plan ścieżki rozwoju energetycznego Gdańska, rezultat dotychczaso-

wych badań prowadzonych w ramach projektu PATH-TO-RES. Projekt znajduje się na półmetku realizacji, stąd przedstawione wyniki nie mają charakteru ostatecznego, m.in. nadal trwają dyskusje i konsultacje z przedsiębior-stwami energetycznymi.

Omawiane ścieżki rozwoju zostały ujęte w trzech horyzontach czasowych: krótkookresowym (aktualne działania i plany inwestycyjne) – do roku 2012, średniookresowym (strategia rozwoju systemu energetycznego) – do roku 2020, długookresowym (wizja rozwoju systemu energetycznego) – do roku 2050.

W szczególności opisano działania w okresach przejściowych pomiędzy dwoma poszczególnymi etapa-mi (bieżącym i następującym po nim), co uczyniono odpowiednio dla okresów pośrednich, pomiędzy stanem obecnym a horyzontem krótkookresowym, między krótkookresowym a średniookresowym, między średnio-okresowym a długookresowym. Prezentowana ścieżka rozwoju zawiera prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło w każdym z horyzontów czasowych.

W podsumowaniu przedstawiono także tabele współczynników przewidywanego zużycia energii i emisji dwutlenku węgla.

Ponadto skonstatowano, że głównym celem władz miasta jest zapewnienie warunków zrównoważonego rozwoju, w szczególności poprzez zagwarantowanie zaopatrzenia w energię i paliwa o umiarkowanych cenach.

System energetyczny Gdańska jest wysoce zależny od dobrze rozwiniętego scentralizowanego systemu ciepłowniczego z kogeneracyjnymi jednostkami opalanymi węglem. Polityka energetyczna i środowiskowa Unii Europejskiej jest nastawiona na zmniejszenie udziału węgla w bilansie paliw i można się spodziewać, że znajdzie to przełożenie w redukowaniu ilości jednostek opalanych węglem.

Warto zauważyć, że podstawowy strategiczny cel, jakim jest zapewnienie dostaw energii w umiarkowanych cenach (niezbędne dla zrównoważonego rozwoju regionu), może nie zostać osiągnięty, bowiem prognozowane wyżej zastępowanie technologii węglowych (przez np. jednostki opalane gazem ziemnym) może doprowadzić do gwałtownego wzrostu cen energii.

Inne cele związane z systemem energetycznym, przyjęte przez władze Gdańska, są następujące:• rozwój konkurencyjności na rynku energii, tzn. deregulacja rynku energii, ale i wspieranie nowych inwe-

stycji w sektorze energii, tworzących potencjał do zaspokojenia rosnącego zapotrzebowania na energię• koordynacja rozwoju systemu energetycznego w gminie w celu zapewnienia zgodności z założeniami

polityki energetycznej Polski, długookresowej narodowej strategii rozwoju energetyki• wspieranie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz wdrożenie dyrektywy Komisji

Europejskiej 2004/8/EC• poprawa stanu środowiska oraz zmniejszenie wpływu przemysłu i sektora komunalno-bytowego na śro-

dowisko.Powyższe cele wyznaczają ogólne ramy ścieżek rozwoju energetycznego Gdańska. Dlatego scenariusze,

nakreślone w poniższych rozdziałach, będą zgodne z ogólnymi celami polityki energetycznej.

4.2. Horyzont krótkookresowyW tym rozdziale omówiono aktualny stan systemu energetycznego oraz krótkookresowe plany jego rozwo-

ju. Jako krótkookresowy horyzont czasowy wybrano rok 2012, z racji tego, iż jest to rok zakończenia pierwszego okresu regionalnej strategii energetyki ze szczególnym uwzględnieniem źródeł odnawialnych w województwie pomorskim na lata 2007–2025 [1], opracowanej przez Fundację Poszanowania Energii w Gdańsku.

Okres przejściowy między stanem aktualnym a krótkookresowym horyzontem czasowym

Poniżej zawarto opis przedsięwzięć planowanych do roku 2012, w podziale na grupy w zależności od sek-tora energetycznego:

Elektrociepłownie Wybrzeże • dywersyfikacja paliw


11

• współspalanie biomasy z węglem• dostosowanie do nowych regulacji prawnych związanych z ochroną środowiska

• budowa instalacji odsiarczania metodą mokrą w Elektrociepłowni 2 Gdańsk • montaż palników ROFA w kotłach, w celu redukcji emisji NOx

• stabilizacja i wzrost sprzedaży ciepła w Gdańsku • rozwój systemu ciepłowniczego w szczególności w południowych i zachodnich dzielnicach miasta• rozwój na obrzeżach miasta małej i średniej skali źródeł skojarzonego wytwarzania energii elek-

trycznej i ciepła – w dalszej przyszłości działanie to ma na celu przyłączenie tych rozproszonych systemów do głównego systemu ciepłowniczego

Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (GPEC)• dalsza modernizacja magistrali ciepłowniczych • rozbudowa systemu ciepłowniczego w wielu regionach miasta• budowa połączeń pomiędzy magistralami• rozbudowa systemów ciepłowniczych Ciepłowni Osowa i Fundamentowa oraz Elektrociepłowni Matarnia • wycofanie się ze stosowania węgla w ciepłowniach: Równa i Zawiślańska oraz budowa połączeń pomię-

dzy ich systemami ciepłowniczymi a głównym systemem ciepłowniczym• rozbudowa układów telemetrii i telemechaniki systemu ciepłowniczego• przestawienia się z paliwa węglowego na gazowe w tych lokalnych systemach ciepłowniczych, gdzie

połączenie z głównym systemem jest niemożliwe lub byłoby niewydajne• wymiana węzłów ciepłowniczych

Pomorska Spółka Gazownictwa• rozwój do roku 2010 sieci średniego ciśnienia na terenie południowych dzielnic Gdańska

ENERGA S.A. – Oddział w Gdańsku• ENERGA S.A. przygotowuje plany na okres 3 lat, ostatni to Ramowy Program Rozwoju na lata 2007–

–2009:• modernizacja linii 110 kV: łącznie na długości 38 km• budowa głównych punktów zasilania: 8 stacji 110 kV/15 kV.

Wszystkie przedsiębiorstwa energetyczne planują działania mające na celu utrzymanie lub wzrost przycho-dów i udziału w rynku energii. Z drugiej strony są zobligowane do wypełniania rozporządzeń rządowych. Oprócz rozporządzeń określających jednostkowe wielkości emisji ze źródeł wytwarzania energii przykładem mogą być rozporządzenia dotyczące udziałów zielonej (odnawialnej), żółtej (wytwarzanej w skojarzeniu z paliwa gazowego) czy czerwonej energii (wytwarzanej w skojarzeniu z węglem) w całkowitym zużyciu energii elektrycznej.

Opis systemu ciepłowniczegoNiniejszy rozdział prezentuje stan aktualny sieci ciepłowniczej. W Gdańsku działa sześć wysokoparametro-

wych systemów ciepłowniczych. Pięć z nich zarządzane jest przez Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Ciepl-nej GPEC i jeden przez przedsiębiorstwo UNIKOM. Całkowite zapotrzebowanie na moc cieplną kształtuje się na poziomie 717 MW, co stanowi 48% miejskiego zapotrzebowania, równocześnie stanowiąc 53% zapotrzebowania w sektorze komunalno-bytowym i usług publicznych. System UNIKOM pokrywa 0,3% całkowitego miejskiego zapotrzebowania, a zapotrzebowanie na moc cieplną tego systemu wynosi 5,7 MW.

Systemy ciepłownicze w znacznym zakresie zostały zmodernizowane i ich stan jest dobry. Trwają jednak dalsze prace mające na celu poprawę kondycji sieci i utrzymanie w dobrym stanie już zmodernizowanych fragmentów.

Źródła: Elektrociepłownia 2 Gdańsk, Elektrociepłownia Matarnia, Ciepłownia Osowa są w bardzo dobrym stanie. Ciepłownia UNIKOM jest w dobrym stanie technicznym, jednakże ciepłownie Równa i Zawiślańska uwa-żane są za obiekty znajdujące się w złej kondycji, o niedostatecznej sprawności przetwarzania węgla na ciepło sieciowe. Jedynie Elektrociepłownia Matarnia jest zasilana gazem ziemnym, inne opalane są węglem lub węglem z domieszką biomasy.

Rezerwa mocy cieplnej w źródłach jest znacząca:


12

Elektrociepłownia Gdańsk 2 51 MWElektrociepłownia Matarnia 3,5 MWCiepłownia Zawiślańska 4,5 MWCiepłownia UNIKOM 20 MW W scenariuszu bazowym przyjęto, że zamiast budowy nowego, centralnego źródła ciepła, istniejące moce

będą wykorzystane w bardziej wydajny sposób.W krótkookresowym horyzoncie czasowym zakłada się, że użytkowanie biomasy będzie kontynuowane

i rozwijane w Elektrociepłowni 2 Gdańsk. Biomasa także będzie użytkowana w kilku ciepłowniach, np. Funda-mentowa, UNIKOM i Zawiślańska. W 2012 około 110 GWh „zielonego” ciepła zostanie przesłane odbiorcom, co będzie stanowiło ok. 3% całkowitego zapotrzebowania na ciepło sieciowe.

Rys. 2 i 3 odnoszą się do całkowitego zapotrzebowania, nie tylko na ciepło sieciowe. Na rys. 2 przedsta-wiono aktualną strukturę zapotrzebowania na moc cieplną do celów grzewczych i przygotowania ciepłej wody na terenie miasta. Na kolejnym rysunku zawarto prognozowane zmiany zapotrzebowania na moc cieplną między stanem obecnym a rokiem 2010 i 2020.

W skali miasta, ale i całego kraju, procesy poprawy izolacji cieplnej budynków i inne działania termomo-dernizacyjne są ciągle intensywne, przyczyniając się do znacznego zmniejszania zapotrzebowania budynków na moc grzewczą. Zmniejszenie zapotrzebowania jest częściowo kompensowane przez nowych odbiorców, w tym odbiorców przyłączanych do systemów ciepłowniczych.

Potencjał oszczędności energii w sektorze komunalno-bytowym i usług jest ciągle duży. Nowe regulacje wspierające modernizację substancji mieszkaniowej mogą zapewnić utrzymanie tempa termomodernizacji lub nawet jego zwiększenie i wówczas prezentowane prognozy będą musiały zostać zweryfikowane.

Opis systemu elektroenergetycznegoSieci wysokiego napięcia w większości są w dobrym stanie, za wyjątkiem pewnych linii 110 kV, które wy-

magają pilnej modernizacji. Dodatkowo pilnej modernizacji wymagają niektóre z głównych punktów zasilania, czyli stacje GPZ 110 kV/15 kV.

Większe obawy budzą jednak trudności w przyłączaniu nowych odbiorców. Stan sieci, jej zdolności prze-syłowe i możliwości przyłączeń oczywiście się zazębiają. Jednak często, mimo istnienia technicznych warunków, przyłączenie nie może być zrealizowane na czas ze względu na liczbę wniosków o przyłączenie i wyczerpanie środków na ich realizację. Zjawisko to nasila się przy szybkim wzroście gospodarczym i maleje w sytuacji spo-wolnienia gospodarki.

Aktualne zapotrzebowanie na moc elektryczną na terenie Gdańska wynosi 280 MW. Bieżącą strukturę za-potrzebowania przedstawia rys. 4.

Rys. 2. Aktualna struktura zapotrzebowania na moc cieplną w Gdańsku

Rys. 3. Prognoza zmian zapotrzebowania na moc cieplną między sta-nem aktualnym a latami 2012 i 2020


Zmiany w zapotrzebowaniu na moc cieplną – prognoza [MW]

stan obecny – 2020

stan obecny – 2012

13

W scenariuszu bazowym prognozowany jest wzrost zapotrzebowania na moc do poziomu 330 MW w roku 2012, a w szczególności stabilizacja lub zmniejszenie zapotrzebowania w sektorach przemysłowych i wzrost w pozostałych.

Opis systemu dystrybucji gazu ziemnegoPomorska Spółka Gazownictwa znajduje się w dobrej kondycji z punktu widzenia stanu technicznego jej

podstawowego majątku. Dotyczy to w szczególności sieci wysokiego ciśnienia przesyłanego gazu. Jednakże sieć ta eksploatowana jest z wykorzystaniem w 90% zdolności przesyłowych, co oznacza, że w szczycie obciążenia pozosta-je jedynie 10% rezerwy zdolności przesyłowej. Obawy o niewystarczającą moc przesyłową przesądziły o budowie w regionie nowej linii wysokiego ciśnienia o średnicy 500 mm. Sytuacja w stacjach redukcji ciśnienia nie jest tak dramatyczna, gdyż ich obciążenie szczytowe to jedynie 54% zdolności znamionowej.

Inne spostrzeżeniaPrzy oszacowywaniu bieżącego zapotrzebowania na ciepło przyjęto, że zużycie ciepła na jednostkę po-

wierzchni ogrzewanego lokalu sytuuje się poniżej rzeczywistego zapotrzebowania z powodu relatywnie wysokich cen paliw lub ciepła sieciowego. Z tego powodu wiele mieszkań jest niedogrzanych.

Elektrociepłownia 2 Gdańsk dostarcza ok. 60% energii elektrycznej zużywanej w mieście i prawie 50% cie-pła. Dlatego trudnym przedsięwzięciem byłoby zminimalizowanie roli energii wytwarzanej z węgla. Problem ten dotyczy nie tylko Gdańska, ale i całego kraju.

Decydenci zwyczajowo postrzegają gdańskie porty jako okno na świat pozwalające na import paliw: rosyj-skiego i międzynarodowego węgla (np. z Południowej Afryki, Wenezueli), biomasy (zrębki drewna, pelety), ciekłego gazu ziemnego (budowa terminalu LNG – wystarczającego dla całego kraju – jest jednak planowana w Świnoujściu, a nie w Gdańsku).

Kolejnym aspektem jest ograniczanie rozwoju energetyki wiatrowej z powodu braku zdolności przesyłowych sieci elektroenergetycznej. Połączenia farm wiatrowych z systemem i dostosowanie systemu do przesyłu mocy wytwarzanej w farmach wiatrowych są bardzo kosztowne i czasochłonne. W efekcie budowa wielu farm będzie od-kładana w czasie. W bilansie energetycznym miasta energia z farm wiatrowych ma i w przyszłości również będzie miała niewielki udział. Jedynie kilka farm wiatrowych jest ulokowanych na terenach przedmieść miasta.

Konieczny jest rozwój rynku biomasy, aby osiągnął on wystarczający potencjał do zapewnienia biomasy dla istniejących i nowych jej odbiorców, przy czym podnoszone są następujące aspekty:

• konflikt między stosowaniem biomasy w procesach współspalania w istniejących kotłach a używaniembiomasy w nowoczesnych jednostkach z kotłami kondensacyjnymi lub układami zgazowania biomasy

• obecnie nowoczesne źródła ciepła małej i średniej mocy nie są w stanie oferować konkurencyjnej ceny za biomasę w porównaniu z ofertami Elektrociepłowni Wybrzeże, stosujących biomasę w skojarzonym wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła. Wytwarzanie energii elektrycznej z biomasy jest dotowane za pomocą „zielonych certyfikatów”.

4.3. Horyzont średniookresowySpodziewane główne działania w systemach energetycznych Gdańska w okresie do roku 2020 są nastę-

pujące:

Rys. 4. Aktualne zapotrzebowanie na moc elektryczną na terenie Gdańska


14

• budowa bloku gazowo-parowego przez Elektrociepłownie Wybrzeże (ta nowa inwestycja jest uzależnio-na od prognoz cen gazu, w przypadku niekorzystnych cen gazu planuje się budowę nowoczesnego bloku na biomasę);

• oddanie do eksploatacji mokrej instrukcji odsiarczania• budowa nowej elektrociepłowni na ternach postoczniowych; blok wyposażony miałby być w instalację

wychwytywania CO2

• wzrost konkurencji na rynku ciepła w wyniku powszechniejszego stosowania pomp ciepła, rozwoju sys-temów ciepłowniczych i budowy lokalnych źródeł ciepła na gaz ziemny

• upowszechnienie kolektorów słonecznych, przy czym istotna część energii wykorzystana byłaby do ce-lów grzewczych, a nie tylko na potrzeby ciepłej wody użytkowej

• oszczędności w zużyciu energii, w szczególności w wyniku termomodernizacji budynków i zmianie tech-nologii oświetlenia

• 5-proc. udział biopaliw w transporcie drogowym• „zamknięcie” procesów energetycznych w Rafinerii LOTOS w wyniku budowy instalacji hydrokrakingu

i instalacji zintegrowanego zgazowania i spalania pozostałości procesów rafinacji ropy• wzrost udziału nowoczesnych źródeł energii elektrycznej: ogniw fotowoltaicznych, ogniw paliwowych,

silników gazowych. Powyższe działania zakładają, że w odniesieniu do obecnego stanu możliwe są:• 50-proc. wzrost produkcji energii elektrycznej• stabilizacja, a następnie redukcja emisji CO2 • 95-proc. redukcja emisji SO2 w sektorze dużych źródeł energii.

Powyższe działania uwzględniają:• Plany rozwoju Rafinerii LOTOS oraz Elektrociepłowni Wybrzeże• Projekt założeń do planu zaopatrzenia Gdańska w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, Energo-

projekt Katowice SA 2005.

Opis ścieżki przejścia między horyzontem krótkookresowym a średniookresowymPoniżej wypunktowano działania, które należy podjąć do roku 2020, aby system energetyczny miasta mógł

wypełniać przedstawione wcześniej cele lokalne i globalne. Działania te obejmują m.in.:

Elektrociepłownie Wybrzeże, Elektrociepłownię 2 Gdańsk, głównego właściciela Electricite de France

• dywersyfikacja paliw• współspalanie biomasy z węglem• budowa bloku gazowo-parowego

• dostosowanie do nowych regulacji prawnych związanych z ochroną środowiska• w 2015 oddanie do eksploatacji instalacji odsiarczania metodą mokrą w Elektrociepłowni 2 Gdańsk

• stabilizacja i wzrost sprzedaży ciepła w Gdańsku • dalszy rozwój systemu ciepłowniczego, w szczególności w południowych i zachodnich dzielni-

cach miasta• rozwój na obrzeżach miasta małej i średniej skali źródeł skojarzonego wytwarzania energii elek-

trycznej i ciepła – w dalszej przyszłości działanie to ma na celu przyłączenie tych rozproszonych systemów do głównego systemu ciepłowniczego.

Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (GPEC)• rozbudowa systemu ciepłowniczego w wielu regionach miasta• rozbudowa systemów ciepłowniczych Ciepłowni Osowa i Fundamentowa oraz Elektrociepłowni Matar-

nia • wycofanie się ze stosowania węgla w ciepłowniach: Równa i Zawiślańska oraz budowa połączeń pomię-

dzy ich systemami ciepłowniczymi a głównym systemem ciepłowniczym• budowa nowego źródła skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła


15

• budowa systemu multienergetycznego z chłodem sieciowym w rejonie Matarnii, Kokoszek Przemysło-wych i Kokoszek Mieszkaniowych

• dalsza rozbudowa układów telemetrii i telemechaniki systemu ciepłowniczego• przestawienie się z paliwa węglowego na gazowe w tych lokalnych systemach ciepłowniczych, gdzie

połączenie z głównym systemem jest niemożliwe lub byłoby niewydajne, w tym montaż nowych wysoko wydajnych kotłów w Ciepłowni Balcerskiego

• dalsza wymiana węzłów ciepłowniczych.

Pomorska Spółka Gazownictwa• budowa nowego gazociągu wysokiego ciśnienia, przebiegającego w pobliżu aglomeracji gdańskiej,

i budowa stacji redukcyjnej w sąsiedztwie Gdańska• nowe gazociągi zasilające przemysłowe obszary miasta: Rafinerię LOTOS, Port Północny, Elektrocie-

płownię 2 Gdańsk• rozbudowa sieci średniego ciśnienia na terenie zachodnich dzielnic miasta i dalsza rozbudowa sieci

średniego ciśnienia na terenie południowych dzielnic Gdańska (plany do roku 2025)

ENERGA S.A. – Oddział w Gdańsku• średniookresowe plany rozwoju koncernu ENERGA (plany do roku 2015) – większość inwestycji w okre-

sie 2012–2015• budowa głównych punktów zasilania: 8 stacji GPZ 110 kV/15 kV

• plany po roku 2015 • budowa głównych punktów zasilania: 5 stacji GPZ 110 kV/15 kV• modernizacja istniejących sieci 15 kV w wielu regionach miasta.

Na rys. 5 przedstawiono prognozę zmian zapotrzebowania na ciepło w Gdańsku pomiędzy rokiem 2012 a 2020.

Rys. 5. Prognoza zmian zapotrzebowania na moc cieplną między rokiem 2012 a rokiem 2020

Inne spostrzeżeniaSpodziewany jest rozwój rynku biomasy i osiągnięcie wystarczającego potencjału do zapewnienia biomasy

dla istniejących i nowych jej odbiorców, w tym:• zwiększenia udziału biomasy w bilansie energetycznym Elektrociepłowni 2 Gdańsk• wprowadzenia biomasy lub zwiększenia jej udziału w ciepłowniach, m.in. Fundamentowa, UNIKOM

i Zawiślańska• biomasy dla nowoczesnych jednostek z kotłami kondensacyjnymi• biomasy dla układów zgazowania.W sumie w 2020 r. ok. 240 GWh „zielonego” ciepła zostanie przesłane odbiorcom, co będzie stanowiło ok.

6% całkowitego zapotrzebowania na ciepło sieciowe. Planowana budowa nowoczesnego bloku gazowo-parowego jest spowodowana głównie potrzebami rynku energii elektrycznej. W blokach tego typu znacznie większa część energii chemicznej paliwa jest przetwarzana na energię elektryczną niż w blokach parowych, a na rynku energii elektrycznej spodziewane są braki mocy wytwórczych.

Ze wspomnianych powodów, ale i dzięki mechanizmom wspierania planowany jest intensywny rozwój energetyki wiatrowej. Rozwój nastąpi szczególnie w regionie, ale i na terenie miasta powstaną pojedyncze si-


16

łownie czy małe farmy wiatrowe. Prognozuje się także rozwój specjalnych miejskich konstrukcji elektrowni wia-trowych małej mocy.

W sektorze transportu publicznego coraz większą rolę będą odgrywać pojazdy na gaz ziemny, biogaz czy mieszankę metanu z wodorem (hytanu). Uważa się, że jest to naturalny etap przed upowszechnieniem pojazdów zasilanych energią z ogniw paliwowych.

W horyzoncie średnioterminowym będzie miała miejsce intensyfikacja rozbudowy sieci połączeń tramwa-jowych i kolei miejskiej.

4. 4. Horyzont długookresowyJako horyzont długookresowy przyjęto rok 2050. Ze względu na jego odległość w dalszych badaniach ko-

nieczne będzie opracowanie dla okresu 2020–2050 kilku ścieżek rozwoju energetyki w mieście i regionie. Według naszej opinii podstawowy scenariusz powinien bazować na dalszym użytkowaniu węgla w dużych źródłach syste-mowych oraz na źródłach rozproszonych, wykorzystujących różne formy energii odnawialnej. Dodatkowo, mimo założenia intensywnych działań w poprzednich okresach mających na celu wzrost efektywności wykorzystania ener-gii, w tym horyzoncie czasowym oszczędzanie energii również będzie kluczem do sukcesu w realizacji założeń.

W scenariuszu proponowanym jako bazowy, oprócz zmniejszania energochłonności i energetyki rozpro-szonej, kluczowymi technologiami byłyby „czyste” technologie węglowe np.:

• kotły pyłowe na warunki nadkrytyczne z wychwytywaniem CO2 (np. z użyciem monoetanolaminy)• zintegrowane układy zgazowania węgla (technologie suche lub mokre) z recyklingiem CO2 i jego kom-

presją • opalane węglem generatory magnetohydrodynamiczne (MHD), również z wychwytywaniem CO2

• ciśnieniowe kotły fluidalne, również z wychwytywaniem CO2.Stosowanie technologii wychwytywania dwutlenku węgla ze spalin lub spalania węgla w atmosferze wcze-

śniej odseparowanego z powietrza tlenu i recyklingu spalin oraz ich kompresji istotnie obniża sprawność całko-witą procesu konwersji węgla na energię elektryczną, gdyż są to procesy energochłonne (10–20% wytworzonej w jednostce energii). Dodatkowo kontrowersje wzbudza zagospodarowanie uzyskanego CO2, nawet gdy jest on bardzo czysty chemicznie.

Proponuje się wpompowywanie CO2 do złóż gazu ziemnego i ropy naftowej, co dodatkowo pozwoliłoby podnieść ciśnienie w tych złożach i pozyskać z nich więcej paliw. Wkładając dodatkową energię, można CO2 wią-zać w paliwach syntetycznych, przyczyniając się do oszczędności paliw kopalnych.

W zaproponowanym scenariuszu długookresowym założono istotny udział obecnie wymagających doto-wania źródeł energii elektrycznej, w tym:

• siłowni wiatrowych (w regionie: farmy elektrowni wiatrowych przyszłych generacji, w mieście: specjal-ne rozwiązania małej mocy)

• paneli ogniw fotowoltaicznych (90 GWh)• ogniw paliwowych (500 GWh – źródła rozproszone i transport).Prognozowane stosowanie ogniw paliwowych w transporcie obejmuje nie tylko ogniwa wodorowe, ale

i ogniwa z konwersją na wodór gazu ziemnego, biogazu i ich mieszanek z wodorem. Wprowadzenie ogniw pali-wowych do pojazdów oznacza również możliwość tzw. generacji garażowej i to nie tylko energii elektrycznej, ale i odzysk z ogniw ciepła na cele komunalno-bytowe. Przy czym założono, że 80% energii wytwarzanej w ogniwach będzie używane na cele transportowe, a tylko 20% na inne cele.

Wymienione powyżej zmiany w strukturze systemu energetycznego miasta będą miały decydujący wpływ na osiągnięcie zaprezentowanych na wstępie celów globalnych i lokalnych. W szczególności realizacja tej ścieżki rozwoju doprowadzi do:

• 40–50-proc. redukcji emisji CO2 • udziału kopalnych paliw w ilości nieprzekraczającej 40% całkowitej energii dla transportu drogowego• 110 kWh/(m2×rok) średniej wartości współczynnika zapotrzebowania na energię do celów grzewczych

i przygotowania ciepłej wody użytkowej.Redukcja emisji osiągnie, mimo zwiększenia średniej powierzchni mieszkalnej przypadającej na jednego

mieszkańca, poziom obecnie notowany w rozwiniętych krajach Europy Zachodniej. Oznacza to podwojenie tego wskaźnika z obecnego poziomu ok. 20 m2 do 40 m2.


17

Opis ścieżki przejścia między horyzontem średniookresowym a długookresowymJako podsumowanie powyższego zaproponowano przykładowy zestaw działań:• budowa układu ze zintegrowanym zgazowaniem węgla (IGCC) • zastosowanie mechanizmów wspierających:

• rozproszone źródła energii, w tym skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w sek-torach: publicznym, przemyśle, usługach, zasilane gazem ziemnym, biogazem, hytanem (mie-szanką metanu i wodoru)

• mikrogenerację opartą na ogniwach paliwowych• instalację systemów paneli fotowoltaicznych małej i średniej mocy

• budowa sieci dystrybucji wodoru • budowa stacji tankowania wodoru (w pierwszym kroku stacji kompresji metanu, w drugim stacji tanko-

wania hytanu – te kroki pozwoliłyby na zdobycie doświadczenia i zapoznanie się ludności z technologia-mi wykorzystującymi wodór).

Inne spostrzeżeniaZauważa się, że biznes, tak jak i w innych sektorach gospodarki, tak i w energetyce, podąża za technologiami obiecu-

jącymi pewność zysku, a przez to bezpiecznymi dla inwestora. To masowe podążanie za sprawdzonymi i zyskownymi tech-nologiami prowadzi do wyczerpania zasobów i możliwości dalszej ekspansji danej technologii. Obecnie takim podsektorem energetycznym jest energetyka wiatrowa, opłacalna dzięki „zielonym certyfikatom”. Ciągły niedobór świadectw pochodzeniaenergii ze źródeł odnawialnych zapewnia bezpieczeństwo zwrotu tych inwestycji. Po wykorzystaniu terenów pod zabudowę farmami wiatrowymi, a przez to wyhamowaniu szybkiego rozwoju tego sektora, należy oczekiwać, że inwestorzy będą po-szukiwać nowych nisz inwestowania w energetykę. Oceniamy, że taką niszą są panele ogniw fotowoltaicznych. Szanse róż-nych technologii PV wydają się większe niż np. ogniw paliwowych, gdyż te pierwsze nie wymagają żadnego systemu dostawy i przechowywania paliw. Z drugiej strony panele wymagają dużych powierzchni pod ich instalację w przeliczeniu na jednostkę wytworzonej mocy, układów magazynowania energii elektrycznej oraz są silnie uzależnione od nasłonecznienia.

Zaprezentowany scenariusz może zostać całkowicie zmieniony w sytuacji dokonania ważnych odkryć, jak choćby wynalezienia lekkich, trwałych i tanich akumulatorów energii elektrycznej.

W toku dyskusji nad scenariuszami ustalono, że w dalszych badaniach w ramach projektu PATH-TO-RES należy silniej skoncentrować się na aspektach oszczędzania energii, promując je przed zagadnieniem budowy nowych jednostek wytwórczych.

4.5. Wskaźniki – podsumowanie ścieżek energetycznychW poniższych tabelach przedstawiono podstawowe wskaźniki dotyczące ścieżek energetycznych dla Gdań-

ska. Wskaźniki te obejmują: zużycie energii pierwotnej, zużycie energii finalnej, współczynniki i ilości emisji CO2.

ENERGIA PIERWOTNA 2008 2012 2020 2050Razem energia pierwotna [GWh] 9071 9426 9654 8547Energia pierwotna na mieszkańca [GWh/cap] 0,0200 0,0206 0,0211 0,0201Węgiel kamienny 4661 4376 3030 1900Gaz ziemny 968 1051 2282 1830Koks 29 24 16 10Olej opałowy 145 116 59 5Mazut 692 527 504 0Olej napędowy 1054 1159 1043 527Benzyna 870 1044 1149 174LPG 308 400 400 62Paliwo lotnicze 10 12 18 20Odpady komunalne 0 0 0 0Biogaz+hythane 13 15 60 680Biomasa 300 580 819 1580Ciekłe biopaliwa 19 96 192 500Ciekłe paliwa syntetyczne (pochodzące z CO2) 0 10 50 500Wodór 0 0 0 500Energia słońca 0 6 12 200Energia geotermalna 2 9 20 60


18

ZUŻYCIE ENERGII 2008 2012 2020 2050Razem zużycie energii [GWh] 6645 7097 7431 6916Zużycie energii na mieszkańca [GWh/cap] 0,0147 0,0155 0,0163 0,0163Przemysł (z wyłączeniem LOTOSU) [GWh] 611 477 487 420Sektor publiczny i usługi [GWh] 596 655 658 660Sektor prywatny [GWh] 3168 3232 3323 3051Transport [GWh] 2270 2734 2962 2785

WSKAŹNIKI EMISJI CO2 [t/GWh] 2008 2012 2020 2050

Węgiel kamienny 324 324 324 324Gaz ziemny 201 201 201 201Koks 360 360 360 360Olej opałowy 276 276 276 276Mazut 261 261 261 261Olej napędowy 264 264 264 264Benzyna 247 247 247 247LPG 225 225 225 225Paliwo lotnicze 255 255 255 255Odpady komunalne 504 504 504 504Biogaz+hythane 0 0 0 0Biomasa 0 0 0 0Ciekłe biopaliwa 0 0 0 0Ciekłe paliwa syntetyczne (pochodzące z CO2) 123 123 99 74Wodór 0 0 0 0Energia słońca 0 0 0 0Energia geotermalna 0 0 0 0Energia elektryczna (średnia) 940 972 778 486

EMISJE CO2 [tys. t] 2008 2012 2020 2050

Węgiel kamienny 1510 1418 982 616Gaz ziemny 194 211 458 368Koks 11 9 6 4Olej opałowy 40 32 16 1Mazut 181 138 132 0Olej napędowy 278 306 275 139Benzyna 215 258 284 43LPG 69 90 90 14Paliwo lotnicze 3 3 5 5Odpady komunalne 0 0 0 0Biogaz+hythane 0 0 0 0Biomasa 0 0 0 0Ciekłe biopaliwa 0 0 0 0Ciekłe paliwa syntetyczne (pochodzące z CO2) 0 1 5 37Wodór 0 0 0 0Energia słońca 0 0 0 0Energia geotermalna 0 0 0 0Import energii elektrycznej 448 234 8 181

Emisje CO2 2008 2012 2020 2050

Razem emisje CO2 [tys. t] 2949 2699 2260 1407

Emisje CO2 na mieszkańca [tys. t/cap] 0,0065 0,0059 0,0050 0,0033

Oceniono, że do roku 2050 wskaźnik emisji CO2 dla energii elektrycznej ulegnie znaczącemu obniżeniu, w wyniku zmiany struktury wytwarzania energii w krajowym i europejskim systemie elektroenergetycznym.


19

BIBLIOGRAFIA

Rok Wskaźnik emisji CO2 [t/GWh]

2008 9402012 9722020 7782050 486

5. PODSUMOWANIEIstnieje potrzeba koordynacji planów kluczowych podmiotów, w szczególności spółek energetycznych

i władz lokalnych, do tej pory działających niezależnie od siebie. To, co daje się zaobserwować, to brak podmio-tu stanowiącego regionalną agencję energetyczną. Tego typu agencja byłaby odpowiedzialna za nadzorowanie i koordynowanie długoterminowego planowania energetycznego w regionie, co obecnie leży w sferze kom-petencji Urzędu Marszałkowskiego. Należy również pamiętać, że gminy, w tym także gmina miejska Gdańsk, przygotowują swoje własne plany i założenia do planów dostaw energii. Stąd ewidentna jest konieczność ko-ordynacji tych planów przez odpowiedni organ. Ponadto działania zainicjowane w regionie lub gminie przez odpowiednią agencję energetyczną mogłyby przynieść owoce w postaci rzeczywistej realizacji planu. Obecnie strategie pozbawione są planu działania i stąd ich założenia okazują się być niewykonalne. Proces planowania powinien być procesem iteracyjnym, w którym funkcjonuje swego rodzaju pętla sprzężenia zwrotnego polega-jąca na udoskonalaniu strategii na podstawie doświadczeń z wdrażania celów strategicznych, ustanowionych w poprzedniej jej wersji. Najczęściej jednak plan energetyczny trafia na półkę bez jakichkolwiek aktualizacji w okresie obowiązywania, podczas gdy powinien być opracowywany częściej niż co 5 lat, lub przynajmniej wery-fikowany, w zależności od zmian w systemach energetycznych i sytuacji na rynku.

1. Regionalna strategia energetyki ze szczególnym uwzględnieniem źródeł odnawialnych w województwie pomorskim na lata 2007–2025, opracowana na zlecenie Zarządu Województwa Pomorskiego na podstawie uchwały nr 250/04 Sejmiku Województwa Pomorskiego z dnia 01.03.2004 r., sierpień 2006.

2. Polityka energetyczna i rola bioenergii w Polsce, Projekt BioENPol realizowany przez Politechnikę Gdańską, Europej-skie Centrum Energetyki Odnawialnej EC BREC i Uniwersytet w Lund.

3. EC Wybrzeże, Raport roczny 2007, http://www.ecwybrzeze.pl/pdf/EC_raport_2007.pdf.4. Strategia rozwoju Gdańska do roku 2015, Programy operacyjne wdrażające Strategię w latach 2005–2009.5. Roczniki statystyczne województwa pomorskiego 2005, 2006, 2007, 2008, Urząd Statystyczny w Gdańsku.6. Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe miasta Gdańska, Energoprojekt

Katowice S.A., 2005.7. Renewable Energy Road Map – Renewable energies in the 21st century, Komisja Europejska (EC 10.01.2007).8. Krajowy Plan Działań dotyczący Efektywności Energetycznej (EEAP) 2007, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa, czer-

wiec 2007.9. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem bio-

energii, rozprawa doktorska, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006.10. Przanowski K., Praca systemów elektroenergetycznych – Część I, Politechnika Łódzka, Łódź 1983.11. Mapy Google http://maps.google.com/.


20

Autorzy / Biografie

Jan Kiciński Gdańsk / Polska

Zastępca dyrektora ds. naukowych i kierownik Zakładu Dynamiki Wirników i Łożysk Ślizgowych w Instytucie Maszyn Przepływowych PAN w Gdań-sku, badacz, ekspert krajowych i międzynarodo-wych gremiów, nauczyciel akademicki. Studia wyższe ukończył na Wydziale Budowy Maszyn Politechniki Gdańskiej (1972). Doktorat obronił w IMP PAN (1979), a habilitację w Akade-mii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (1986). Tytuł profesora nauk technicznych uzyskał w 1995 roku. Był kierownikiem trzech projektów celowych, finansowanych ze środków UE, których efektembyły wdrożenia przemysłowe z zakresu nowo-czesnych systemów diagnostyki technicznej w energetyce. Kierował również dużym Projektem Badawczym Zamawianym PBZ 038–06, mającym opracować pierwszy polski system nadzoru drga-niowego turbozespołów dużej mocy. W 2004 roku został powołany na stanowisko dyrektora ogólnopolskiego Centrum Zaawansowa-nych Technologii RIMAMI, skupiającego kilka uni-wersytetów i wybrane zakłady energetyczne. Dwa lata później objął stanowisko koordynatora ogól-nopolskiej Sieci Naukowej EKO-ENERGIA. W 2007 roku powierzono mu stanowisko przewodniczącego Rady Programowej Bałtyckiego Klastra Ekoenerge-tycznego, największego klastra tej branży w Polsce, skupiającego ponad 50 podmiotów gospodarczych, samorządowych i naukowych.

Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PANPiotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

Piotr Lampart Gdańsk / Polska

Ukończył Wydział Fizyki Technicznej Politechniki Gdańskiej w roku 1986. W 1995 roku uzyskał stopień doktora nauk technicznych w dziedzinie mechaniki, specjalność mechanika płynów w Instytucie Maszyn Przepływowych PAN. W 2008 roku uzyskał stopień doktora habilitowanego nauk technicznych w dziedzinie budowy i eksploatacji maszyn, specjalność cieplne maszyny wirnikowe.Od roku 1987 pracuje w Instytucie Maszyn Przepły-wowych PAN, obecnie na stanowisku docenta w Zakładzie Aerodynamiki Turbin. Do jego głów-nych zainteresowań należą metody obliczeniowe w mechanice płynów, optymalizacja sprawnościowa układów przepływowych turbin, zagadnienia aero-dynamiki turbin, kogeneracja energii elektrycznej i ciepła, odnawialne źródła energii. Jest autorem i współautorem ponad 90 publikacji w czasopi-smach naukowych o zasięgu krajowym i między-narodowym oraz w materiałach konferencyjnych. Występował na ponad 50 konferencjach w kraju i za granicą. Jest współautorem ponad 40 prac i opracowań dla odbiorców z przemysłu.

21Kogeneracja w dużej i małej skali

KOGENERACJA W DUŻEJ I MAŁEJ SKALI

prof. dr hab. inż. Jan Kiciński / Instytut Maszyn Przepływowych PANdoc. dr hab. inż. Piotr Lampart / Instytut Maszyn Przepływowych PAN

WPROWADZENIEKogeneracja to jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej, które prowadzi do lepszego, niż

w produkcji rozdzielnej, wykorzystania energii pierwotnej. Kogeneracja prowadzi zatem do obniżenia kosztów wytwarzania energii końcowej, jak i przyczynia się do zmniejszenia emisji, w szczególności CO2. Kogeneracja jednak najczęściej zdeterminowana jest przez wielkość zapotrzebowania na ciepło. W zależności od odbiorcy ciepła jego ilość może ulec zmianom sezonowym i dobowym. Kompleksowa analiza instalacji energetycznej musi uwzględniać specyfikę odbioru ciepła.

Przykładowe liczbowe zyski z kogeneracji przedstawiono na rys. 1. Jak widać ze schematu, do wytworzenia 21 jednostek energii elektrycznej i 33 jednostek ciepła w kogeneracji (przy założeniu teoretycznej sprawności całkowitej na poziomie 90%) potrzeba 60 jednostek energii pierwotnej. Natomiast do wytworzenia tej samej ilo-ści energii końcowej przy generacji rozdzielnej potrzeba aż 97 jednostek energii pierwotnej.

Rys. 1. Produkcja energii elektrycznej i ciepła w trybie generacji rozdzielnej i kogeneracji

Kogeneracja w dużej skaliPodstawowymi urządzeniami układów kogeneracyjnych, lub inaczej systemów CHP (combined heat & po-

wer systems), w skali energetyki zawodowej są przede wszystkim turbiny parowe przeciwprężne lub upustowo--kondensacyjne, pracujące w obiegu zamkniętym Rankine’a oraz turbiny gazowe, pracujące w obiegu Brayto-na [1]. Spotyka się także układy kombinowane, dwupaliwowe. W obiegu zamkniętym turbiny przeciwprężnej (rys. 2), w kotle następuje produkcja pary i jej przegrzanie. Przegrzana para rozpręża się w turbinie i z wylotu turbiny zostaje skierowana do wymiennika (kondensatora), gdzie oddaje swoje ciepło przegrzania i kondensacji na podgrzanie wody sieciowej. Zaletą układu z turbiną przeciwprężną jest jego prostota, praktycznie niewielkie

Streszczenie

W pracy przedstawiono schematy ideowe oraz opi-sano zalety podstawowych urządzeń energetycznych stoso-wanych i przeznaczonych do stosowania w układach koge-neracyjnych. W pierwszej kolejności rozważano podstawowe układy kogeneracyjne stosowane w energetyce zawodowej. Następnie przedstawiono zalety energetyki rozproszonej oraz omówiono wybrane układy kogeneracyjne przeznaczo-ne dla jednostek wytwórczych energetyki rozproszonej.

22

zapotrzebowanie na wodę chłodzącą i w związku z tym małe straty ciepła w kondensatorze. Do wad należy za-liczyć skróconą linię ekspansji (niewykorzystany obszar niskich ciśnień do produkcji energii elektrycznej) i dużą sztywność układu, tj. zależność produkcji energii elektrycznej od zapotrzebowania na ciepło.

Rys. 2. Schemat obiegu cieplnego turbiny przeciwprężnej

W turbinie upustowo-kondensacyjnej (rys. 3) upust ciepłowniczy znajduje się jeden, dwa lub więcej stopni w górę przepływu od wylotu. Zaletą takiego rozwiązania jest możliwość pełnej ekspansji pary do parametrów po-niżej 0,1 bara i 40oC, co jest ważne dla celów produkcji energii elektrycznej. Zakres mocy turbin upustowo-kon-densacyjnych wynosi od kilkunastu do kilkuset MWe. Co prawda, ciepło wylotowe jest tracone w kondensatorze, ale obciążenie cieplne upustów ciepłowniczych turbiny może, przy zastosowaniu odpowiednich zabiegów, zmie-niać się bez znacznego uszczerbku dla produkcji energii elektrycznej. Jednym ze sposobów dostosowania ukła-dów łopatkowych turbin ciepłowniczych do pracy w warunkach zmiennego obciążenia, w związku z kogeneracją energii elektrycznej i ciepła, jest regulacja adaptacyjna. Podstawowym elementem regulacji adaptacyjnej jest stopień adaptacyjny umieszczony za upustem. Przy odprowadzeniu pary na cele ciepłownicze, zmienna geome-tria układu łopatkowego kierownicy stopnia adaptacyjnego pozwala na redukcję masowego natężenia przepływu bez redukcji spadku ciśnienia w grupie kolejnych stopni położonych w dół przepływu od upustu. Wykorzystany zostaje pełny dostępny spadek ciśnienia, co pozwala uniknąć ekspansji pozałopatkowych, które poza tym, że są źródłem strat mocy turbiny, wprowadzają dodatkowy element niepewności w pracy dyfuzora wylotowego.

Rys. 3. Schemat obiegu cieplnego turbiny upustowo-kondensacyjnej

W najbardziej typowym rozwiązaniu stopnia adaptacyjnego kierownice mają przestawne krawędzie wloto-we, które w miarę potrzeby blokują część kanału przepływowego, redukując masowe natężenie przepływu (rys. 4 – część A). Konstrukcja z przestawną krawędzią wlotową stosowana jest powszechnie w turbinach produkcji LMZ, ABB-Zamech, Alstom Power [2], [3]. Rys. 4 – część B ukazuje inny przykład rozwiązania układu kierowniczego stopnia adaptacyjnego o tej samej konstrukcji mechanizmu przestawnego, lecz o bardziej złożonej linii podziału łopatki kierowniczej. Interesujące rozwiązanie stopnia adaptacyjnego jest przedmiotem patentu [4]. Kierownica


23

stopnia adaptacyjnego charakteryzuje się obracaną krawędzią wylotową (tzw. lotką), która reguluje szerokość najmniejszego przekroju (gardła), a w porównaniu z konstrukcją z przestawną krawędzią wlotową zachowuje płynność kształtu profilu, również dla niskich poziomów otwarć, rys. 4 – część C. Podobna idea przyświeca ukła-dowi z obracaną całą łopatką kierowniczą, rys. 4 – część D.

Rys. 4. Przykłady kierownic stopnia adaptacyjnego: łopatka z przestawną krawędzią wlotową (A), łopatka ze złożoną linią podziału (B), łopatka z obracaną krawędzią wylotową – lotką (C), obracana łopatka (D); 1 – pełne otwarcie kanału, 2 – otwarcie częściowe

W pracy [5] przeprowadzono analizę numeryczną efektów regulacji adaptacyjnej w grupie stopni części NP turbiny dużej mocy (rys. 5), na podstawie rozwiązania konstrukcyjnego stopnia adaptacyjnego z przestawną (obracaną) kierownicą. Na rys. 6 przedstawiono zmiany mocy grupy dwóch stopni wylotowych w funkcji ma-sowego natężenia przepływu przez grupę stopni w związku z odprowadzeniem pary do upustu ciepłowniczego. Naszkicowano tam zmiany mocy dla różnych kątów ustawień łopatki kierowniczej (kolorowe linie ciągłe) i dla różnych spadków ciśnień (kolorowe linie przerywane). Zaznaczono punkty pomocne w ocenie korzyści wynika-jących z regulacji adaptacyjnej. Są to: N – nominalny punkt pracy stopnia; A – przykładowy punkt pracy stopnia w warunkach odprowadzenia dodatkowo 10% masowego natężenia pary do upustu, oraz A’ – ten sam punkt pracy po regulacji adaptacyjnej. Celem regulacji adaptacyjnej w warunkach odprowadzenia pary do upustu jest wyko-rzystanie pełnego dostępnego spadku ciśnienia i przeniesienie ekspansji poza układem łopatkowym na powrót do układu łopatkowego. Jak wynika z rys. 6, można to osiągnąć poprzez przymknięcie kierownic stopnia przed-ostatniego o kąt równy ok. 2o. Punkt pracy A zostaje wówczas przeniesiony do punktu A’, znajdującego się na linii nominalnego spadku ciśnienia w grupie stopni od 0,39 do 0,10 bara. W wyniku tego można uzyskać znaczny spadek strat przepływowych, szczególnie w stopniu wylotowym. Obliczono, że w badanej turbinie ciepłowniczej o mocy 50 MW, w przypadku odprowadzenia 10% masowego natężenia przepływu pary do upustu bezpośrednio przed grupą dwóch ostatnich stopni części NP, zyski mocy sięgają średnio 2,5 MW na każdy stopień z tej grupy. W wyniku zastosowania regulacji adaptacyjnej moc badanej grupy dwóch stopni wylotowych jest niższa jedynie o ok. 11% od mocy grupy stopni przed odprowadzeniem pary (6,5 MW), a zatem maleje praktycznie w takim stop-niu, w jakim obniża się masowe natężenie przepływu przez układ łopatkowy grupy stopni. Warto zwrócić uwagę, że dla turbiny o mocy 50 MW wzrost mocy grupy stopni wylotowych, uzyskany w wyniku regulacji adaptacyjnej, stanowi prawie 10% mocy całej turbiny.

Kogeneracja w dużej i małej skali

Rys. 5. Geometria układu przepływowego części nisko-prężnej turbiny ciepłowniczej

Rys. 6. Zmiany mocy grupy dwóch stopni wylotowych w funkcji masowego natężenia przepływu

24

W układach kogeneracyjnych energetyki zawodowej często stosowane są także turbiny gazowe. Na rys. 7 przedstawiono schemat obiegu cieplnego kogeneracyjnej turbiny gazowej, pracującej w obiegu otwartym. Do komory spalania dostarczone jest sprężone powietrze. W komorze spalania następuje spalenie paliwa i przekaza-nie ciepła do spalin. Spaliny rozprężają się w turbinie, która napędza generator. Spaliny z wylotu turbiny, o jesz-cze wysokiej temperaturze na poziomie 400–600oC, trafiają najpierw do rekuperatora, gdzie następuje wstępneogrzanie sprężonego powietrza, po czym trafiają do wymiennika ciepłowniczego, gdzie zostaje podgrzana wodado celów ciepłowniczych. Z uwagi na wysoką temperaturę spalin z wylotu turbiny można także budować obiegi gazowo-parowe z kogeneracją o sprawności produkcji energii elektrycznej przewyższającej 50%. Zaletą turbin gazowych jest duża sprawność produkcji elektrycznej i możliwość szybkiego uruchomienia do uzyskania obcią-żenia nominalnego. Moc elektryczna turbin gazowych zwykle nie przekracza 100 MWe.

Rys. 7. Schemat obiegu cieplnego kogeneracyjnej turbiny gazowej

Energetyka rozproszonaKogeneracja jako jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej znajduje szczególne zastosowa-

nie w małych jednostkach wytwórczych energetyki rozproszonej [6], [7]. Rozwój tych jednostek nie jest plano-wany centralnie. Klasyfikacja jednostek energetyki rozproszonej odnosi się głównie do systemów wytwarzaniaenergii elektrycznej, z możliwością wytwarzania także ciepła. Najbardziej adekwatny podział energetyki rozpro-szonej według mocy jednostek wytwórczych wydaje się następujący:

• Mikroenergetyka rozproszona (do 5 kW)• Mała energetyka rozproszona (5 kW – 5 MW)• Średnia energetyka rozproszona (5 MW – 50 MW)• Duża energetyka rozproszona (50 MW – 100 lub 150 MW).W źródłach rozproszonych stosowane są różne technologie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej.

Mogą to być małe elektrownie konwencjonalne, ciepłownie lub elektrociepłownie węglowe, kotłownie biomaso-we, elektrownie wodne, farmy wiatrowe, morskie farmy wiatrowe, elektrownie słoneczne, stacje ogniw paliwo-wych i magazynów energii, biogazownie i biorafinerie (rys. 8). W tych ostatnich odbywa się zresztą skojarzonaprodukcja paliw drugiej generacji i energii. Jakkolwiek za górną granicę mocy jednostek zaliczanych do ener-getyki rozproszonej uważa się 100–150 MW, nasze dalsze rozważania dotyczyć będą energetyki rozproszonej w małej skali, dotyczącej mocy jednostek do 5 MWe.

Energia wyprodukowana w jednostkach mikro- i małej energetyki rozproszonej trafia w pierwszej kolej-ności do lokalnego odbiorcy. Rozróżnia się generację na użytek własny gospodarstw, budynków przedsiębiorstw, obiektów administracji i użyteczności publicznej. Nadwyżki energii elektrycznej przekazywane są do rozdziel-czych sieci elektroenergetycznych. Nadwyżki ciepła trafiają do lokalnych sieci ciepłowniczych. Wyprodukowanepaliwa mogą zostać wykorzystane do celów transportowych lub być zatłoczone do lokalnych sieci paliwowych.


25

Rys. 8. Model energetyki rozproszonej

Wśród podstawowych zalet energetyki rozproszonej należy wymienić: • możliwość wykorzystania lokalnych zasobów energetycznych, w tym w szczególności odnawialnych źró-

deł energii• możliwość produkcji różnych rodzajów energii w kogeneracji, w miejscu zapotrzebowania na ciepło• uniknięcie nadmiernej mocy zainstalowanej• zmniejszenie obciążenia szczytowego• redukcję strat przesyłowych• zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego przez dywersyfikację źródeł energii• redukcję emisji gazów cieplarnianych (kogeneracja, odnawialne źródła energii).Wśród wad energetyki rozproszonej należy wymienić:• nieprzewidywalność produkcji energii z niektórych źródeł (elektrownie wiatrowe, słoneczne) i koniecz-

ność utrzymania rezerw mocy• wysokie początkowe nakłady inwestycyjne• wysokie koszty przyłączenia opomiarowania i bilansowania energii na jednostkę mocy wytworzonej.Polityka Unii Europejskiej jest bardzo korzystna dla wytwarzania energii w jednostkach energetyki rozpro-

szonej i z odnawialnych źródeł. Przykładami są: • Dyrektywa 2004/8/WE w sprawie promocji kogeneracji• Dyrektywa 2003/87/WE w sprawie ustanowienia handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych• Dyrektywa 2003/96/WE w sprawie restrukturyzacji opodatkowania produktów energetycznych i ener-

gii elektrycznej• Dyrektywa 2001/77/WE określająca udział energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych dla

poszczególnych krajów.Na wzrost opłacalności wytwarzania energii w jednostkach energetyki rozproszonej wpływa system zachęt

ekonomicznych, np. za zieloną energię (zielone certyfikaty), za kogenerację (czerwone certyfikaty), za efektyw-ność energetyczną oraz tzw. płytkie opłaty za przyłączenie do sieci.

Istnieje też wiele regulacji, które mogą działać zarówno na korzyść, jak i na niekorzyść wywarzania energii w jednostkach energetyki rozproszonej, np.:

• regulacje dotyczące przyłączenia do sieci• regulacje środowiskowe odnośnie emisji gazów cieplarnianych i innych szkodliwych gazów (SO2, NOx),

zanieczyszczeń pyłowych, emisji hałasu, zeszpecenia krajobrazu, oddziaływania na środowisko• regulacje dotyczące bezpieczeństwa i bezpiecznej eksploatacji.

Kogeneracja w dużej i małej skali

26

Kogeneracja w małej skaliPodstawowymi urządzeniami układów kogeneracyjnych w małej energetyce rozproszonej są silniki spa-

linowe. Agregaty prądotwórcze na bazie silników spalinowych nadbudowane węzłem ciepłowniczym stanowią trzon układów kogeneracyjnych skojarzonych z układami do produkcji paliw z biomasy – biogazowniami i bio-rafineriami. Wyposażone w odpowiednie układy zasilania i automatykę zapłonu mogą spalać paliwa gazowe, jak i ciekłe, także paliwa mniej kaloryczne, takie jak biogaz z biogazowni fermentacyjnej, gaz syntezowy otrzymy-wany w wyniku zgazowania pirolitycznego, ciekłe produkty fermentacji alkoholowej i pirolizy, produkty palne z procesu estryfikacji tłuszczów zwierzęcych itp. Silniki spalinowe zazwyczaj pracują w zakresie mocy od kilku-nastu kWe do kilku MWe.

Na rys. 9 przedstawiono schemat obiegu kogeneracyjnego silnika spalinowego. Spalinowy silnik tłokowy napędza generator energii elektrycznej. Ciepło z układu chłodzenia i smarowania zostaje wykorzystane na pod-grzanie ciepłej wody. Ciepło spalin z wylotu silnika można wykorzystać do produkcji pary dla procesów techno-logicznych lub także dla celów ciepłowniczych.

Rys. 9. Schemat obiegu kogeneracyjnego silnika spalinowego

Podstawowymi zaletami elektrowni opartych na silnikach tłokowych są:• wysoka sprawność produkcji energii elektrycznej w szerokim zakresie mocy, w tym także podczas pracy

w obszarze obciążeń częściowych• możliwość szybkiego uruchomienia i uzyskania obciążenia nominalnego• możliwość pracy w miejscach oddalonych od linii przesyłowych i w charakterze zasilania awaryjnego• duża różnorodność stosowanych paliw• stosunkowo niskie nakłady inwestycyjne.W układach kogeneracyjnych w małej skali można także wykorzystywać turbiny lub mikroturbiny gazowe.

Idea układu kogeneracyjnego jest tu identyczna jak w obiektach w dużej skali (rys. 7). Turbiny gazowe charakte-ryzują się znacznie dłuższym czasem eksploatacji niż silniki spalinowe i nie wymagają częstych usług podtrzymu-jących eksploatację. Sprawność turbin gazowych w odniesieniu do produkcji energii elektrycznej wypada jednak przeważnie o kilka punktów procentowych gorzej niż dla silników spalinowych w rozważanym zakresie mocy. Wyższe są także koszty inwestycyjne.

Odpowiednikami turbin parowych wielkiej mocy w energetyce rozproszonej są małe turbiny lub mikrotur-biny parowe pracujące w organicznym obiegu Rankine’a (ORC), którego schemat przedstawiono na rys. 10. Pod-stawowymi elementami składowymi siłowni są: ekologiczny kocioł przystosowany do spalania różnego rodzaju biomasy i biopaliw, obieg pośredni oleju termalnego odbierający ciepło od spalin i przekazujący je do czynnika roboczego, parownik, turbina na czynnik niskowrzący, generator, skraplacz oraz pompy obiegowe czynnika robo-czego i oleju termalnego [8], [9]. W przyjętym rozwiązaniu prąd elektryczny stanowi ok. 10–20% mocy cieplnej układu. Na cele ciepłownicze wykorzystuje się ciepło przegrzania i kondensacji czynnika roboczego układu ORC. Rozwiązanie to jest ciekawe ze względu na jego szczególną predyspozycję do wykorzystania niskotemperaturo-wych źródeł ciepła, możliwość utylizacji różnych rodzajów paliwa i możliwość zastosowania budowy modułowej


27Kogeneracja w dużej i małej skali

– a zatem łatwość dostosowania do wymaganego zakresu mocy. W IMP PAN opracowywane są urządzenia dla odbiorców indywidualnych o mocy do 20 kWc i 4 kWe oraz na potrzeby kompleksów agroenergetycznych o mocy modułu do 1000 kWc i 200 kWe (maksymalnie do: 5 MW i 1 MWe odpowiednio). W zakresie mocy do kilku lub kilkunastu kWe perspektywiczne są także układy kogeneracyjne z silnikiem Stirlinga (ze spalaniem zewnętrznym) oraz zbudowane na bazie stosu ogniw paliwowych.

Rys. 10. Siłownia kogeneracyjna w obiegu parowym ORC; P – parownik, TP – turbina parowa, K – kondensator, G – generator

Rys. 11. Schematy siłowni kogeneracyjnych w układzie kombinowanym: A – silnik spalinowy + układ ORC; B – turbina gazowa + układ ORC; TP – turbina parowa, TG – turbina gazowa, K – kondensator, G1, G2 – generatory, S – sprężarka, KS – komora spalania turbiny gazowej, W, W1, W2 – wymienniki ciepła

28

BIBLIOGRAFIA

Z myślą o rozwijaniu technologii minisiłowni kogeneracyjnych skojarzonych z układami produkcji paliw z biomasy i charakteryzujących się wysoką sprawnością produkcji energii elektrycznej (40–50%), w IMP PAN prowadzone są prace nad realizacją obiegów kombinowanych gazowo-parowych, przedstawionych na rys. 11. Wydaje się, że największą rolę odegrają tu jednostki o mocy 0,5–1 MWe. Podstawowy obieg siłowni to obieg silnika spalinowego lub turbiny gazowej, gdzie generator napędzany jest przez silnik spalinowy/turbinę gazową. Dodatkowym obiegiem jest obieg parowy ORC pracujący na cieple odpadowym, stanowiącym ciepło spalin oraz ciepło chłodzenia silnika/turbiny. Turbina parowa w obiegu ORC napędza dodatkowy generator, który produkuje dodatkową energię elektryczną. Ciepło przegrzania i kondensacji czynnika roboczego układu ORC jest wówczas wykorzystywane na cele ciepłownicze.

PODSUMOWANIEW pracy przedstawiono przegląd podstawowych siłowni kogeneracyjnych stosowanych w energetyce za-

wodowej i rozproszonej. W zakresie siłowni wielkich mocy szczególną uwagę zwrócono na układy ciepłownicze z turbinami upustowo-kondensacyjnymi. Przedstawiono zalety regulacji adaptacyjnej, która pozwala na zmianę obciążenia cieplnego upustów ciepłowniczych turbiny bez znacznego uszczerbku dla produkcji energii elektrycz-nej. Następnie przedstawiono zalety energetyki rozproszonej oraz omówiono wybrane układy kogeneracyjne przeznaczone dla jednostek wytwórczych energetyki rozproszonej. Szczególną uwagę zwrócono na siłownie kogeneracyjne wyposażone w układy ORC. Wydaje się, iż wiele egzemplarzy tych siłowni w perspektywie kilku, kilkunastu lat zostanie wdrożonych w jednostkach wytwórczych energetyki rozproszonej opartej na biomasie. Są to:

• mikrosiłownie kogeneracyjne o mocy cieplnej do kilkudziesięciu kWc i elektrycznej od kilku do kilkunastu kWe, dedykowane dla indywidualnych gospodarstw domowych jako domowe siłownie kogeneracyjne

• minisiłownie kogeneracyjne o mocy cieplnej do ok. 5 MWc i elektrycznej 1 MWe dedykowane dla gmin i powiatów (np. jako gminne centra energetyczne)

• minisiłownie kogeneracyjne w obiegu gazowo-parowym skojarzone z układami produkcji paliw z bioma-sy i o wysokiej sprawności produkcji energii elektrycznej w zakresie mocy 0,5–1 MWe.

1. Perycz S., Turbiny parowe i gazowe, Wyd. PAN, Seria Maszyny Przepływowe, tom 10, Zakład Narodowy im. Ossoliń-skich, Wrocław – Warszawa – Kraków 1992.

2. Budyka I., Bułanin W., Kantos S., Rodin K., Atlas konstrukcji parowych i gazowych turbin, Gazenergoizdat, Moskwa (w jęz. rosyjskim) 1959.

3. Dejcz M.E., Filippov G.A., Lazarev L.Ja., Atlas profili palisad turbin osiowych, Maszinostrojenie, Moskwa (w jęz. ro-syjskim) 1965.

4. Puzyrewski R., Palisada kierownicza do regulacji natężenia przepływu w turbinie cieplnej, Urząd Patentowy PRL, nr 96981, 1978.

5. Lampart P., Puzyrewski R., On the importance of adaptive control in extraction/condensing turbines, ASME Pap. GT2006–91160, 2006.

6. Distributed Energy Peer Review, Darlington, USA, December 2005.7. Polimeros G., Energy Cogeneration Handbook, Industrial Press Inc., 2002.8. http://www.turboden.it/en/.9. Mikielewicz J., Bykuć S., Mikielewicz D., Application of renewable energy sources to drive ORC mikro CHP, w: Heat

transfer and Renewable Sources of Energy, red.: Mikielewicz J., Nowak W., Stachel A.A., 2006.


29

www.actaenergetica.org

30

Autorzy / Biografie

Roman Korab Gliwice / Polska

Roman Korab (ur. 1973) jest absolwentem Wy-działu Elektrycznego Politechniki Śląskiej. Stopień doktora nauk technicznych uzyskał za rozprawę pt. „Modele efektywnych taryf przesyłowych w sieciach elektroenergetycznych” (2003). Od roku 1998 jest związany z Instytutem Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej. Jego zainteresowania badawcze skupiają się głównie wokół tematyki operatorstwa przesyłowego na rynku energii elektrycznej. Jest autorem lub współ-autorem ponad 50 publikacji. Należy do stowarzyszenia inżynierów IEEE.

Roman Korab / Politechnika Śląska

31Ceny (i stawki) węzłowe – harmonizacja rozwiązań rynkowych

z nowymi trendami rozwojowymi

CENY (I STAWKI) WĘZŁOWE – HARMONIZACJA ROZWIĄZAŃ RYNKOWYCH Z NOWYMI TRENDAMI ROZWOJOWYMI

dr inż. Roman Korab / Politechnika Śląska

WPROWADZENIEAktualna architektura krajowego rynku energii elektrycznej oparta jest na koncepcji „miedzianej płyty”,

zgodnie z którą handel energią jest realizowany bez uwzględnienia praw elektrotechniki rządzących rozpływem mocy w sieci elektroenergetycznej i z pominięciem ograniczeń technicznych związanych z dostawą energii od wytwórcy do odbiorcy. W modelu „miedzianej płyty” cena rozliczeniowa jest jednakowa dla wszystkich uczestni-ków rynku (jednakowa we wszystkich lokalizacjach w systemie), a jej wartość w danej godzinie zależy wyłącznie od ceny ofertowej zamykającego stos generacji wytwórcy krańcowego. Cena ta nie uwzględnia kosztów zwią-zanych ze stratami przesyłowymi i ograniczeniami sieciowymi. Koszty te są przenoszone na uczestników rynku (zwykle tylko na odbiorców) za pośrednictwem opłaty przesyłowej i najczęściej są one uśredniane w ramach danej grupy odbiorców (stosowana jest tzw. metoda „znaczka pocztowego”).

Analizy teoretyczne oraz doświadczenia praktyczne innych krajów wskazują, że właściwszym modelem rynku energii elektrycznej, m.in. z punktu widzenia szeroko rozumianego bezpieczeństwa dostaw, jest model oparty na koncepcji krótkookresowych cen węzłowych LMP (Locational Marginal Prices). Ceny węzłowe LMP są zróżnicowane w zależności od lokalizacji danego uczestnika rynku w systemie elektroenergetycznym i obejmują składnik związany z kosztem zakupu energii na potrzeby bilansowania zapotrzebowania, składnik związany ze stratami przesyłowymi oraz składnik związany z ograniczeniami sieciowymi. W modelu opartym na koncepcji cen węzłowych przy zawie-raniu transakcji handlowych uczestnicy rynku biorą pod uwagę prawa elektrotechniki rządzące rozpływem mocy oraz ograniczenia techniczne związane z dostawą energii od wytwórcy do odbiorcy. W efekcie bieżące (operacyjne) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu jest wyższe niż w modelu „miedzianej płyty” [1]. Ponadto krótkookreso-we ceny węzłowe (oraz wynikające z nich stawki węzłowe opłaty przesyłowej przenoszące koszty strat i ograniczeń sieciowych) generują odpowiednie bodźce ekonomiczne, mogące wpływać zarówno na decyzje dotyczące lokaliza-cji nowych elektrowni, jak i na kierunek (technologiczny) rozwoju systemu, a więc decyzje, których konsekwencje ujawniają się w długim okresie. Tym aspektom jest poświęcona dalsza część artykułu.

KRÓTKOOKRESOWA CENA WĘZŁOWA – DEFINICJA I INTERPRETACJA FIZYKALNAZgodnie z definicją zaproponowaną przez twórców teorii cen węzłowych [2, 3], cena węzłowa jest równa

minimalnej zmianie kosztu bilansowania zapotrzebowania w systemie elektroenergetycznym, spowodowanej zmianą mocy odbieranej w danym węźle sieci, co można zapisać za pomocą zależności:

Streszczenie

Funkcjonujący w Polsce model rynku energii elek-trycznej oparty jest na koncepcji „miedzianej płyty”, u pod-staw której leży założenie, że handel energią może odby-wać się w oderwaniu od praw elektrotechniki, rządzących rozpływem mocy w sieci, oraz bez uwzględnienia ograni-czeń technicznych związanych z jej dostawą do odbiorcy. Takie rozwiązanie pociąga za sobą nieefektywność działa-nia rynku, zarówno bieżącego, jak i inwestycyjnego. Roz-wiązaniem alternatywnym, eliminującym wskazane ułom-ności modelu „miedzianej płyty”, jest mechanizm rynkowy oparty na koncepcji krótkookresowych cen węzłowych, będących elementem integrującym prawa elektrotechniki

i ekonomii. Istotą tego rozwiązania jest zróżnicowanie cen w poszczególnych lokalizacjach w systemie, dzięki czemu uczestnicy rynku otrzymują właściwe sygnały ekonomicz-ne, dotyczące m.in. pożądanych lokalizacji nowych mocy wytwórczych oraz szacunkowych poziomów tych mocy, wymaganych ze względu na zbilansowanie lokalnego za-potrzebowania.

W artykule przedstawiono wyniki symulacji wykona-nych na modelach krajowego systemu elektroenergetyczne-go, ilustrujące wymienione właściwości modelu cen węzło-wych. Przedstawiono wyniki analiz uwzględniających rozwój energetyki atomowej oraz energetyki rozproszonej.

32

(1)

przy czym PLi oznacza moc czynną odbieraną w węźle i, natomiast K(PGi) jest kosztem bilansowania zapo-trzebowania, równym sumie iloczynów ilości mocy wykorzystanych do bilansowania zapotrzebowania i odpo-wiednich cen ofertowych wytwórców.

Z powyższej definicji wynika, że cena węzłowa LMP odzwierciedla koszt dostarczenia dodatkowej jednostki energii do danego węzła sieci. Uproszczony sposób jej wyznaczania, pozwalający na łatwą interpretację fizykalnąceny węzłowej, można prześledzić na następującym przykładzie. W pokazanym na rys. 1 systemie pracuje trzech wytwórców oferujących energię w różnych cenach cGi. Wytwórcy ci połączeni są między sobą i z odbiorcami za pomocą sieci pracującej w układzie zamkniętym. Operator systemu bilansuje zapotrzebowanie, dokonując odpo-wiedniego rozdziału obciążeń między wytwórców z uwzględnieniem strat przesyłowych i ograniczeń sieciowych. Generacja poszczególnych wytwórców PGi jest określana w taki sposób, aby koszt bilansowania zapotrzebowania był minimalny. Dla stanu systemu elektroenergetycznego przedstawionego na rys. 1a koszt ten jest równy K1.

Rys. 1. Uproszczony sposób wyznaczania ceny węzłowej LMP: a) stan bazowy, b) stan po zwiększeniu zapotrzebowania w węźle L1

W celu wyznaczenia wartości ceny węzłowej LMP w węźle L1 należy zwiększyć zapotrzebowanie PL1 o pew-ną niewielką wartość ∆PL1. Wzrost zapotrzebowania powoduje konieczność zmiany rozdziału generacji o ∆PGi, a w efekcie zmianę kosztu bilansowania. Dla stanu systemu po wzroście zapotrzebowania koszt ten wynosi K2 (rys. 1b). Różnica kosztów bilansowania zapotrzebowania dla obu stanów systemu (przed i po zwiększeniu za-potrzebowania w węźle L1), podzielona przez wzrost zapotrzebowania w tym węźle (tj. przez ∆PL1), jest równa cenie węzłowej LMP w węźle L1, przy czym jeżeli ∆PL1 = 1 MW, to różnica kosztów K2 i K1 jest równa wprost cenie węzłowej LMP1. W analogiczny sposób można wyznaczyć wartości cen LMP w pozostałych węzłach.

Dokonując dekompozycji ceny węzłowej, można wykazać [4÷7], że zawiera ona wiele składników o pro-stej interpretacji fizykalnej. Są to:

• koszt węzłowy energii elektrycznej w węźle odniesienia• koszt strat sieciowych• koszt ograniczeń gałęziowych (związany z dopuszczalną obciążalnością linii i transformatorów)• koszt ograniczeń napięciowych (związany z dopuszczalnymi poziomami napięć). W formie analitycznej składniki te mają postać:

(2)

przy czym LMPb oznacza cenę węzłową w węźle odniesienia, Pstr – straty mocy czynnej w sieci, Sij – prze-pływ mocy pozornej w gałęzi łączącej węzły i oraz j, Uj – moduł napięcia w węźle j, µ – mnożnik Lagrange’a zwią-zany z odpowiednim ograniczeniem nierównościowym, natomiast n jest liczbą węzłów w analizowanej sieci.

Krótkookresowe ceny węzłowe powinny być wyznaczane w optymalnym stanie pracy systemu elektroenergetycz-nego, który ogólnie jest rozumiany jako stan, w którym koszty bilansowania zapotrzebowania osiągają wartość minimalną przy spełnieniu ograniczeń technicznych związanych z wytwarzaniem i dostawą energii do odbiorców. Do wyznaczania wartości cen węzłowych stosuje się zadanie optymalizacji rozpływu mocy OPF (Optimal Power Flow) [8].

dr inż. Roman Korab / Politechnika Śląska

PL1 PL2PL3

PG3

cG3

K1 = cG1PG1 + cG2PG2 + cG3PG3

PG1

cG1

PG2

cG2

G1 G2 G3

L3L2

L1 PL2PL3

K2 = cG1(PG1 + PG1) + cG2(PG2 + PG2) + cG3(PG3 +PG3)

cG2

PG2 + PG2

cG3

PG3 + PG3

PL1 + PL1

PG1 + PG1

cG1

LMP1 = (K2 - K1)/PL1

L3L2

L1

G1 G2 G3

(1)

33

CENY WĘZŁOWE W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM (KSE)Wykorzystując zadanie OPF oraz modele krajowej sieci 400/220/110 kV odwzorowujące zimowy i letni

szczyt oraz dolinę zapotrzebowania, wyznaczono średnioroczne wartości cen węzłowych w normalnych stanach pracy polskiego systemu elektroenergetycznego1. Otrzymane wyniki ilustruje rys. 2, na którym oznaczono war-tość średnią ceny LMP w danym obszarze KSE (słupek) oraz wartości minimalne i maksymalne tych cen.

Rys. 2. Roczne średnioważone ceny węzłowe LMP (zł/MWh) na poszczególnych obszarach oraz poziomach napięciowych sieci 400/220/110 kV KSE

Dokonując analizy uzyskanych wyników, można stwierdzić, że w całej sieci 400/220/110 kV KSE maksy-malna wartość ceny węzłowej wynosi 162,54 zł/MWh, a wartość minimalna 130,70 zł/MWh (średnio w KSE jest to 139,54 zł/MWh). Najwyższe wartości cen węzłowych (niezależnie od poziomu napięcia) występują na obszarze działania ODM Bydgoszcz, natomiast najniższe w ODM Katowice. Obserwuje się także różną zmienność cen wę-złowych w węzłach leżących wewnątrz poszczególnych obszarów. Głównymi przyczynami zróżnicowania cen LMP na danym obszarze są bilans mocy oraz gęstość sieci w tej części systemu. Znajduje to dobre odzwierciedlenie w wynikach uzyskanych w ODM Katowice (równowaga wytwarzania i odbioru oraz duża gęstość sieci powodują niewielkie zróżnicowanie cen LMP we wszystkich poziomach napięciowych) oraz na obszarach ODM Bydgoszcz i ODM Warszawa (większe zróżnicowanie cen węzłowych jest wynikiem ujemnego bilansu mocy w obszarze – przewaga odbioru nad wytwarzaniem – oraz stosunkowo słabym rozwojem sieci w tych rejonach kraju). Postę-pujące zróżnicowanie cen węzłowych może być zatem symptomem pogarszającego się poziomu bezpieczeństwa dostaw w danej części systemu.

Ceny (i stawki) węzłowe – harmonizacja rozwiązań rynkowych z nowymi trendami rozwojowymi

1 W obliczeniach przyjęto, że średnia cena energii oferowanej przez jednostki wytwórcze centralnie dysponowane jest równa 137, 40 zł/MWh (cena maksymalna = 163,16 zł/MWh, cena minimalna = 107,03 zł/MWh).

34

Z wykonanych analiz wynika, iż w normalnych stanach pracy KSE zróżnicowanie cen węzłowych w po-szczególnych węzłach sieci 400/220/110 kV jest na umiarkowanym poziomie, odpowiadającym przyjętemu po-ziomowi zróżnicowania cen ofertowych wytwórców. W KSE mogą jednak zaistnieć sytuacje, w których różnice w cenach LMP między poszczególnymi obszarami (a nawet węzłami sieci) osiągną bardzo duże wartości. Taka przykładowa sytuacja, jak na razie hipotetyczna, została zilustrowana na rys. 3, który prezentuje wyniki otrzy-mane dla modelu KSE, w którym uwzględniono planowane połączenie z systemem litewskim (zamodelowano eksport energii z KSE w wysokości 1500 MW). W układzie założono rozbudowę krajowej sieci przesyłowej (nowe linie 400 kV zaznaczono linią przerywaną), jednak pomimo tej rozbudowy, przy eksporcie 1500 MW do systemu litewskiego, nie było możliwe dotrzymanie wszystkich ograniczeń sieciowych (głównie w sieci 110 kV). W związ-ku z tym w obliczeniach dla tego przykładu ograniczenia sieciowe zostały pominięte, w efekcie czego zróżnico-wanie cen węzłowych między poszczególnymi węzłami wynika wyłącznie ze strat mocy.

Rys. 3. Ceny węzłowe LMP (zł/MWh) na poszczególnych obszarach oraz poziomach napięciowych sieci 400/220/110 kV KSE przy eksporcie 1500 MW do systemu litewskiego

Przy eksporcie energii z KSE do systemu litewskiego obserwuje się znaczący wzrost wartości cen węzło-wych w północno-wschodnich regionach kraju w stosunku do sytuacji, w której ten eksport nie występuje. Spo-wodowane jest to tym, że eksportowana energia musi zostać przesłana z daleko położonych źródeł, co skutkuje bardzo silnym wzrostem strat mocy w sieci 400/220/110 kV KSE (straty wynoszą 857 MW, przy 617 MW dla analogicznego układu, w którym eksport nie występuje). Jedną z możliwości zmniejszenia strat mocy jest budo-wa nowych ciągów liniowych, przy czym należy zaznaczyć, że aktualnie jest to sposób mało realny (ze względu na trudności formalnoprawne związane z budową nowych linii, w szczególności w obszarach cennych przyrodniczo). Drugą, bardziej realną możliwością, jest budowa źródeł generacji rozproszonej. W analizach założono budowę


35

sześciu źródeł kogeneracyjnych o mocy elektrycznej 10 MW (lokalizacje: Augustów, Ełk, Grajewo, Olecko, Su-wałki, Szczytno) oraz jednego gazowego źródła szczytowego o mocy 50 MW (lokalizacja w pobliżu elektrowni Ostrołęka). Wartości cen węzłowych po wprowadzeniu do pracy źródeł generacji rozproszonej przedstawiono na rys. 4.


Rys. 4. Ceny węzłowe LMP (zł/MWh) na poszczególnych obszarach oraz poziomach napięciowych sieci 400/220/110 kV KSE przy eksporcie 1500 MW do systemu litewskiego (układ ze źródłami generacji rozproszonej)

Wykonane analizy wskazują, że wprowadzenie do pracy źródeł generacji rozproszonej spowodowało zna-czące zmniejszenie wartości cen węzłowych na obszarze północno-wschodniej Polski. Wynika to przede wszyst-kim z faktu, że praca tych źródeł przyczyniła się do widocznego (ok. 5%) zmniejszenia strat mocy czynnej w sieci 400/220/110 kV KSE.

Zaprezentowany przykład wyraźnie pokazuje, w jaki sposób ceny węzłowe LMP wskazują miejsca lokalizacji nowych źródeł (lub ogólnie lokalizacji nowych inwestycji w systemie elektroenergetycznym). Wysokie wartości tych cen na danym obszarze wskazują na niedobór zdolności wytwórczych w tym rejonie (przewagę zapotrzebo-wania nad odbiorem), a więc na pogarszanie się bezpieczeństwa dostaw energii odbiorcom końcowym. W przy-padku modelu „miedzianej płyty” ceny zostają uśrednione na obszarze całej Polski, w efekcie czego informacja o potencjalnym zagrożeniu bezpieczeństwa dostaw w pewnych częściach kraju zostaje zatracona.

STAWKI WĘZŁOWE PRZENOSZĄCE KOSZT STRAT I OGRANICZEŃ SIECIOWYCHKrótkookresowe ceny węzłowe LMP mogą stanowić podstawę do określania stawek opłaty przesyłowej,

przenoszących koszty związane ze stratami mocy oraz ograniczeniami sieciowymi, tzw. stawek opłaty rynkowej

36

[1]. Pierwszym rodzajem stawek opłaty rynkowej są stawki tupu punkt-punkt, mające zastosowanie w kontrak-tach dwustronnych, z jednoznacznie określonym węzłem wytwórczym i odbiorczym. Wartość stawki opłaty ryn-kowej punkt-punkt jest równa różnicy ceny węzłowej w węźle odbiorczym i ceny w węźle wytwórczym, między którymi został zawarty kontrakt dwustronny [3].

Właściwości energii elektrycznej jako towaru powodują, że w zakupie energii, np. na giełdzie lub w przed-siębiorstwie obrotu, nie można jednoznacznie wskazać węzła, w którym została ona wyprodukowana. Nie można więc kupowanej w ten sposób energii obciążyć opłatą rynkową typu punkt-punkt. Rozwiązanie tego problemu jest możliwe przy wykorzystaniu stawek węzłowych, określonych z wykorzystaniem koncepcji węzła wirtualnego [6]. Przy założeniu, że sumarycznie wytwórcy i odbiorcy ponoszą opłatę przesyłową w jednakowej proporcji (pokrywają koszty przesyłu po połowie), stawki opłat węzłowych dla wytwórcy i odbiorcy wyznacza się z zależ-ności:

(3)

(4)

przy czym LMPśr oznacza cenę w węźle wirtualnym, określoną wzorem:

(5)

STAWKI WĘZŁOWE W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM Stawki węzłowe opłaty rynkowej, podobnie jak same ceny węzłowe, jednoznacznie wskazują pożąda-

ne, ze względów na poprawę warunków pracy sieci elektroenergetycznej, miejsca lokalizacji nowych jednostek wytwórczych (wysokie ceny węzłowe prowadzą do niskich stawek opłaty dla wytwórców). Najkorzystniejszymi lokalizacjami są węzły, gdzie stawki opłaty przyjmują wartości ujemne, co oznacza, że w modelu rynku, w którym również wytwórcy uczestniczą w pokrywaniu kosztów przesyłu, wytwórca przyłączony do takiego węzła nie tylko nie musi pokrywać części kosztów związanych z przesyłem energii, ale jeszcze otrzymuje dopłatę od operatora. Dopłata ta wynika z tego, że generacja mocy w węźle z ujemną stawką opłaty wpływa korzystnie na funkcjonowa-nie całego systemu, poprzez zmniejszenie kosztów związanych ze stratami i ograniczeniami sieciowymi. Aktual-nie obszarem KSE o najniższych stawkach węzłowych jest północna część Polski. Poniżej przedstawiono wartości stawek węzłowych w wybranych węzłach wytwórczych, w krajowej sieci 400 i 220 kV, dla dwóch wariantów roz-woju KSE: przy założeniu budowy elektrowni atomowej oraz analogicznego, pod względem mocy zainstalowanej, rozwoju generacji rozproszonej.

W analizach wykorzystano model krajowego systemu elektroenergetycznego 400/220/110 kV uwzględ-niający planowany rozwój sieci 400 i 220 kV (według planów z połowy roku 2008). Rozwój ten dotyczył przede wszystkim poprawy zasilana aglomeracji warszawskiej, wrocławskiej i poznańskiej, wzmocnienia sieci przesy-łowej w północnej Polsce, a także poprawy zdolności przesyłowych KSE na przekroju północ – południe. Za-potrzebowanie na moc czynną było równe 29,3 GW. W wariancie z elektrownią atomową uwzględniono dwie najbardziej prawdopodobne lokalizacje tego typu źródła, tj. miejscowości Żarnowiec oraz Klempicz [9]. Na rys. 5 i 6 przedstawiono wartości stawek węzłowych w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i z elektrownią atomową Żarnowiec i Klempicz (rozpatrzono dwa poziomy mocy elektrowni: 1600 i 3200 MW).


37

Rys. 5. Stawki węzłowe opłaty rynkowej w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i z elektrownią atomową Żarnowiec

W układzie bez elektrowni atomowej stawki węzłowe opłaty rynkowej dla wytwórców przyjmują wartości ujemne w dwóch (spośród wybranych) węzłach: Żarnowiec i Ostrołęka. Jest to jednoznaczny sygnał wskazujący na deficyt zdolności wytwórczych w tych obszarach. W pozostałych węzłach stawki opłaty są dodatnie, przy czymosiągają one najwyższe wartości w węzłach, do których przyłączone są elektrownie: Bełchatów, Turów oraz elek-trownie śląskie. Przyłączenie elektrowni atomowej o mocy 1600 MW do węzła Żarnowiec zmienia rozpływ mocy w sieci, prowadząc m.in. do obniżenia strat oraz złagodzenia siły oddziaływania i liczby aktywnych ograniczeń sieciowych, efektem czego jest zmiana cen węzłowych i w konsekwencji stawek węzłowych opłaty rynkowej. Z punktu widzenia większości krajowych wytwórców systemowych zmiana stawek węzłowych, wynikająca z przy-łączenia elektrowni atomowej do węzła Żarnowiec, jest korzystna, ponieważ stawki opłaty obciążającej produko-waną przez nich energię ulegają zmniejszeniu. Z kolei rozpatrując sytuację węzła Żarnowiec, można stwierdzić, że przyłączenie elektrowni o mocy 1600 MW do tego węzła jest niekorzystne z punktu widzenia wytwórców tam zlokalizowanych, bowiem stawka opłaty przez nich ponoszonej zauważalnie wzrasta. Świadczy to o tym, że ze względu na zbilansowanie lokalnego zapotrzebowania taka wartość mocy jest zbyt duża. Zaobserwowane efekty pogłębiają się przy zwiększeniu mocy elektrowni atomowej przyłączonej do węzła Żarnowiec do poziomu 3200 MW.


38

Rys. 6. Stawki węzłowe opłaty rynkowej w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i z elektrownią atomową Klempicz

Omówione wyniki analiz wykonanych przy założeniu lokalizacji elektrowni atomowej w węźle Żarnowiec wskazują, że rozwój mocy wytwórczych w Polsce północnej będzie korzystnie wpływał na warunki pracy całego KSE. Z kolei w przypadku lokalizacji elektrowni atomowej w Klempiczu efekty nie są już tak jednoznaczne, bo-wiem lokalizacja ta znajduje się w niedalekiej odległości od kilku istniejących elektrowni systemowych. W efekcie w niektórych węzłach następuje wzrost stawek węzłowych. Dotyczy to np. węzłów, do których przyłączone są elektrownie kondensacyjne Bełchatów, Pątnów i Dolna Odra oraz elektrownia wodna Żarnowiec. Wysokie warto-ści stawek węzłowych w samym węźle Klempicz świadczą z kolei o nadmiernej koncentracji mocy wytwórczych w tym regionie. Przy podejmowaniu ewentualnej decyzji o lokalizacji elektrowni atomowej w KSE aspekty te powinny zostać uwzględnione.

Alternatywnym, w stosunku do budowy elektrowni atomowej, wariantem rozwoju podsektora wytwór-czego w KSE może być rozwój energetyki rozproszonej. W celu dokonania oceny efektów, jakie uzyskuje się w wyniku wprowadzenia do pracy źródeł rozproszonych, przeanalizowano wiele stanów pracy KSE, dla których założono rozwój generacji rozproszonej o łącznej mocy 3200 MW (moc odpowiadająca jednemu z wariantów rozpatrzonych przy analizie wpływu elektrowni atomowej), przy czym założono dodatkowo, że połowa tej mocy będzie zainstalowana w źródłach wiatrowych, a pozostała część w źródłach rozproszonych, wykorzystujących inne technologie wytwarzania, np. w źródłach opartych na spalaniu biogazu. W wykonanych analizach źródła rozproszone były przyłączane losowo do istniejących węzłów sieci zamkniętej KSE – źródła wiatrowe na obszarze Polski północnej, natomiast pozostałe źródła generacji rozproszonej na obszarze całego kraju. Również moc tych źródeł podlegała losowaniom (wylosowana moc farm wiatrowych mieściła się w przedziale od 20 do 40 MW, natomiast moc pozostałych źródeł od 1 do 5 MW). Wykonano 50 losowań. Dla każdego stanu pracy KSE wyzna-czono wartości cen i stawek węzłowych. Na rys. 7 przedstawiono wyniki obliczeń stawek węzłowych (wartości średnie z 50 losowych stanów pracy KSE) w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV.


39

Analizując uzyskane wyniki, można stwierdzić, że rozwój energetyki rozproszonej w KSE będzie prowadził do wyraźnego zmniejszenia stawek węzłowych w węzłach wytwórczych 400 i 220 kV (wyjątkiem jest elektrownia Ostrołęka, w której obserwuje się wzrost stawki węzłowej, jednak jej wartość cały czas pozostaje ujemna). Wyni-ka to głównie z przenoszenia wytwarzania bliżej odbioru, w efekcie czego zmniejszają się straty przesyłowe oraz zostają złagodzone ograniczenia sieciowe. Z kolei porównując wartości stawek węzłowych dla stanów pracy KSE z założonym rozwojem energetyki rozproszonej (rys. 7) z odpowiednimi stanami pracy z zamodelowaną elek-trownią atomową (rys. 5 i 6), można zaobserwować, że dla lokalizacji elektrowni atomowej w Żarnowcu rezultaty w większości węzłów wytwórczych są podobne, z tą różnicą, że przy rozwoju generacji rozproszonej nie wystę-puje negatywny efekt w postaci wzrostu stawki węzłowej w węźle Żarnowiec. Natomiast lokalizacja elektrowni atomowej w Klempiczu daje zdecydowanie gorsze rezultaty niż wynikające z rozwoju źródeł rozproszonych.

Rys. 7. Stawki węzłowe opłaty rynkowej w wybranych węzłach wytwórczych o napięciu 400 i 220 kV, w układzie bez i ze źródłami generacji rozproszonej o łącznej mocy 3200 MW

PODSUMOWANIEW warunkach rynkowych funkcjonowania sektora elektroenergetycznego to rynek powinien kreować od-

powiednie sygnały ekonomiczne wspomagające kształtowanie polityki inwestycyjnej. Sygnałem takim może być np. cena energii – wyższa w obszarze, w którym występuje deficyt mocy wytwórczych. Zróżnicowanie cen w zależności od usytuowania poszczególnych wytwórców i odbiorców w systemie jest właśnie istotą modelu rynku opartego na koncepcji cen węzłowych LMP.

Wskazanej cechy nie ma natomiast aktualnie funkcjonujący w Polsce model „miedzianej płyty”, charakte-ryzujący się jednakową ceną energii w każdym węźle systemu. Brak zróżnicowania lokalizacyjnego cen w modelu


40

BIBLIOGRAFIA

„miedzianej płyty” jest kolejnym czynnikiem zniechęcającym potencjalnych inwestorów do inwestowania w tych obszarach kraju, które już obecnie są zapóźnione pod względem rozwoju infrastruktury zapewniającej bezpie-czeństwo dostaw energii elektrycznej. Efektem tego może być dalsze pogłębianie się różnic między poszczegól-nymi regionami Polski oraz wzrost ryzyka utraty bezpieczeństwa dostaw na niektórych obszarach kraju.

Sygnały ekonomiczne generowane przez mechanizm rynkowy oparty na modelu cen węzłowych, oprócz jednoznacznego wskazywania obszarów preferowanych do lokalizacji nowych mocy wytwórczych, mogą być również pomocne do oszacowania ilości tych mocy wymaganych w poszczególnych lokalizacjach ze względu na zbilansowanie występującego tam zapotrzebowania. Przedstawione wyniki analiz wskazują, że nadmierna kon-centracja mocy wytwórczych w pojedynczym węźle prowadzi do pogorszenia sytuacji przyłączonych do niego wytwórców. W przypadku instalowania większej liczby mniejszych źródeł ten negatywny efekt nie występuje. Model cen węzłowych jest zatem spójny z nowymi trendami rozwojowymi w sektorze elektroenergetycznym, których istotą jest szerokie wykorzystanie źródeł generacji rozproszonej.

Przedstawione wyniki badań zostały uzyskane w ramach Projektu Badawczego Zamawianego „Bezpieczeń-stwo Elektroenergetyczne Kraju” (PBZ-MEiN-1/2/2006), realizowanego przez konsorcjum politechnik: Gdań-skiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej.

1. Popczyk J., Żmuda K., Kocot H., Korab R., Siwy E., Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprze-mysłowym na przykładzie Polski, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2009.

2. Caramanis M.A., Bohn R.E., Schweppe F.A., Optimal Spot Pricing: Practice and Theory. IEEE Trans. on Power Appara-tus and Systems, vol. PAS-101, nr 9, September 1982.

3. Schweppe F.Z., Caramanis M.Z., Tabors R.D., Bohn R.E., Spot Pricing of Electricity, Kluwer Academic Publishers, Bos-ton/Dordrecht/London, 1988.

4. Rivier M., Perez-Arriaga I., Computation and decomposition of spot prices for transmission pricing. 11th PSC Confer-ence, Avignon, France, August 1993.

5. Xie K., Song Y.H., Stonhan J., Yu E., Liu G., Decomposition model and interior point methods for optimal spot pricing of electricity in deregulation environments. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 15, nr 1, February 2000.

6. Kocot H., Planowanie rozwoju sieci przesyłowej i 110 kV w warunkach rynku energii elektrycznej, rozprawa doktor-ska, Gliwice 2000.

7. Korab R., Modele efektywnych taryf przesyłowych w sieciach elektroenergetycznych, rozprawa doktorska, Gliwice 2003.

8. Wood A.J., Wollenberg B.F., Power Generation, Operation and Control, J. Wiley & Sons Inc., New York 1996.9. Kasprzyk S., Program polskiej energetyki jądrowej – najkorzystniejsze lokalizacje, moce w tych lokalizacjach, rozwój

i modernizacja sieci NN i rozdzielni NN, Przegląd Elektrotechniczny, nr 9, 2009.


41

42Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w KrakowieWaldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Autorzy / Biografie

Jerzy Kulczycki Kraków / Polska

Absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach (1956). Stopień naukowy doktora uzyskał na Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (1967), następnie stopień dr. hab. (1976) i tytuł naukowy profesora (1991). W latach 1956–72 pracował głównie przy montażu i projektowaniu sieci elektroenergetycz-nych. Od 1972 nauczyciel akademicki AGH. Zainte-resowania zawodowe obejmują elektroenergetykę, szczególnie metody projektowania optymalnych układów sieci, poprawę efektywności wykorzysta-nia majątku sieci elektroenergetycznych.

Aleksander KotKraków / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki, Au-tomatyki, Informatyki i Elektroniki AGH, uzyskując dyplom mgr. inż. (1997). Stopień naukowy doktora uzyskał na tym samym wydziale (2005). Obecnie zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego zawodowe zainteresowania lokują się w obszarach: analizy i estymacji stanu pracy sieci rozdzielczych, zagadnień optymalizacji na potrzeby projektowania i eksploatacji, metod sztucznej inteligencji, pro-gnozowania i planowania rozwoju sieci, systemów informatycznych w elektroenergetyce oraz rynku energii.

Waldemar L. SzpyraKraków / Polska

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

43

MOŻLIWOŚCI REDUKCJI STRAT W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA POPRZEZ OPTYMALNĄ LOKALIZACJĘ ROZCIĘĆ

dr inż. Aleksander Kot / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowieprof. dr hab. inż. Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

dr inż. Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

1. ZŁOŻONOŚĆ SIECI I STRUKTURA ODBIORCÓW

Elektroenergetyczne sieci dystrybucyjne spełniają bardzo istotną rolę w systemie elektroenergetycznym – rozdzielają energię i dostarczają ją do odbiorców końcowych. W związku z pełnioną funkcją charakteryzują się bardzo dużą złożonością, a ich zasięg obejmuje praktycznie cały obszar kraju. Do sieci tych zaliczamy sieci 110 kV, umożliwiające dosył energii ze stacji węzłowych i wstępny jej rozdział, oraz sieci SN i nn, na których spoczy-wa główny ciężar rozprowadzenia energii do wielkiej liczby odbiorców. W tabeli 1 zestawiono na podstawie [1] długości sieci dystrybucyjnej w podziale na poszczególne poziomy napięcia. Poza wymienionymi liczbami należy jeszcze brać pod uwagę niezaliczone tu do sieci nn przyłącza o całkowitej długości ok. 145 tys. km.

Tab. 1. Długość linii elektroenergetycznych wg danych za 2007 rok [1]

Poziom napięcia Długość [km]

Sieć 110 kV 32 600

Sieć średniego napięcia 299 700

Sieć niskiego napięcia 417 000

W tabeli 2 pokazano liczbę odbiorców energii elektrycznej w Polsce w podziale na poszczególne poziomy napięcia oraz ilości energii dostarczanej tym odbiorcom. Zwraca uwagę olbrzymia dysproporcja liczba małych i dużych odbiorców przy łącznej ich liczbie przekraczającej 16 mln.

Tab. 2. Liczba odbiorców i ilość energii w podziale na poziom napięcia zasilania wg danych za 2007 rok [1]

Poziom napięciaLiczba odbiorców Energia

[szt.] [%] [GWh] [%]

Odbiorcy na WN 287 0,0 27 064 23

Odbiorcy na SN 28 988 0,2 39 881 34

Odbiorcy na nn 16 005 000 99,8 50 705 43

RAZEM 16 034 275 100,0 117 650 100

Na rys. 1 i 2 pokazano odpowiednio: udział odbiorców na poszczególnych poziomach napięcia w ogólnej liczbie odbiorców energii oraz podział dostarczanej energii pomiędzy odbiorców przyłączonych na różnych na-pięciach.

Możliwości redukcji strat w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia poprzez optymalną lokalizację rozcięć

Streszczenie

W niniejszym artykule przeanalizowano możliwości zmniejszania strat mocy i energii w sieciach rozdzielczych SN przy użyciu najpopularniejszej metody bezinwestycyj-nej, którą jest optymalna konfiguracja sieci, zwana takżeoptymalizacją rozcięć.

Na wstępie scharakteryzowano sieci rozdzielcze, struk-turę odbiorców energii elektrycznej oraz sklasyfikowano stratywystępujące w sieciach dystrybucyjnych. W dalszej kolejności przeanalizowano straty w rzeczywistych, rozległych sieciach

SN. Następnie przedstawiono problem optymalizacji rozcięć w sieci, dokonano przeglądu metod optymalizacji rozcięć oraz niektórych krajowych narzędzi umożliwiających wykonywanie takich obliczeń. Ponadto porównano wyniki działania omawia-nych narzędzi na przykładzie rzeczywistej, rozległej sieci SN. Artykuł zamknięto spostrzeżeniami dotyczącymi praktycznych aspektów obliczeń optymalizacji rozcięć w dużych sieciach, ze szczególnym uwzględnieniem różnorodnych ograniczeń loka-lizacji punktów rozcięć.

44

Z rysunków tych wynika, iż proporcje ilości pobieranej energii przez poszczególne grupy odbiorców są zupełnie inne niż ich rozkład ilościowy, tzn. bardzo niewielka liczba wielkich i dużych odbiorców napięcia 110 kV i SN konsumuje znaczną ilość energii w porównaniu ze zużyciem energii ogromnej liczby odbiorców niskiego napięcia.

Rys. 1. Udział odbiorców na poszczególnych poziomach napięcia w ogólnej liczbie odbiorców energii elektrycznej

Rys. 2. Energia dostarczona do odbiorców końcowych na po-szczególnych poziomach napięcia

2. ALOKACJA STRAT W SYSTEMIE DYSTRYBUCYJNYMPrzepływowi energii przez sieci elektroenergetyczne nieodłącznie towarzyszą straty. Są one związane

z przepływem prądu przez poszczególne jej elementy. W tabeli 3 na podstawie [2] zestawiono podział ogółu strat technicznych w sieci dystrybucyjnej na poszczególne ich rodzaje oraz elementy sieci. Przytoczone zestawienie pozwala na orientację w obszarach alokacji strat w systemie dystrybucyjnym.

Tab. 3. Przeciętne straty techniczne w elementach sieci rozdzielczych w [%] ich udziału w stratach technicznych całkowitych [2]

Lp. Rodzaj stratUdział w stratach całkowitych

[%] 1. Obciążeniowe w sieci 110 kV 362. Obciążeniowe w sieci SN 223. Obciążeniowe w sieci nn 164. Jałowe w transformatorach SN/nn 95. Obciążeniowe w transformatorach SN/nn 56. Jałowe w transformatorach 110/SN 4

Razem 1÷6 927. W licznikach nn 2,88. Obciążeniowe w transformatorach 110/SN 1,69. W.l.z. nn 1,310. Upływnościowe w sieci SN 0,911. Upływnościowe w sieci 110 kV 0,612. W kondensatorach 110 kV 0,513. Jałowe w transformatorach SN/SN 0,314. W kondensatorach SN 0,115. W kondensatorach nn <0,116. Obciążeniowe w transformatorach SN/SN <0,1

17. Upływnościowe w sieci nn <0,1

Razem 7÷17 8RAZEM 1÷17 100,0

Pierwszych 6 pozycji tabeli obejmuje 92% technicznych strat energii, podczas gdy pozostałe 11 pozycji dotyczy 8% strat. Na pierwszych trzech pozycjach występują obciążeniowe straty w sieci 110 kV, SN i nn. Taką ko-lejność można tłumaczyć ilością energii przepływającej przez sieci poszczególnych poziomów napięcia. Transfor-macja na niższy poziom napięcia dotyczy coraz mniejszej ilości energii, ze względu na istniejące zapotrzebowanie odbiorców danego poziomu napięcia (tab. 2 i rys. 2).

Aleksander Kot; Jerzy Kulczycki / Akademia Górniczo-Hutnicza w KrakowieWaldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

45

3. STRATY MOCY W ROZLEGŁYCH SIECIACH SNPoniżej zaprezentowano niektóre wyniki analiz wykonanych na dużych sieciach rozdzielczych SN. Obiek-

tem były sieci ośmiu rejonów energetycznych, położonych w południowej części Polski. W tabeli 4 zestawiono parametry analizowanych sieci, ich obciążenie szczytowe oraz obciążeniowe straty mocy w liniach SN. Obliczeń strat dokonano, posługując się programami do obliczeń rozpływu mocy z wykorzystaniem dokładnych modeli sieci oraz estymacji obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych SN/nn.

Rejony A – D posiadają sieci pracujące na napięciu 20 kV, które jest mniej powszechne w polskich warun-kach. Straty mocy przy obciążeniu szczytowym w badanych sieciach kształtują się na poziomie poniżej 1%. Bar-dziej szczegółową analizę sieci rejonów A – D zamieszczono w dalszej części artykułu, poświęconej praktycznym aspektom optymalizacji rozcięć w sieciach rozległych.

Tab. 4. Zestawienie parametrów rozległych sieci SN oraz strat mocy występujących przy obciążeniu szczytowym

Nazwa rejonuNapięcie znamionowe

sieciLiczba GPZ

Liczba stacji SN/nn

Całkowita długość sieci SN

Obciążenie w szczycie

Straty mocy Straty względne

[kV] [szt.] [szt.] [km] [MW] [kW] [%]Rejon A 20 6 889 969 64,69 578,6 0,89Rejon B 20 7 542 520 55, 41 239,8 0, 43Rejon C 20 7 991 1048 60,19 349, 4 0,58Rejon D 20 7 1157 1277 61,04 497,7 0,82Rejon E 15 5 582 511 44,98 948,3 2,11Rejon F 15 7 1124 1079 72,79 1182,6 1,62Rejon G 15 5 885 862 62,37 1046 1,68Rejon H 15 6 1028 938 45,34 902 1,99

Rejony E – H pracują na najbardziej typowym w Polsce napięciu znamionowym sieci SN, tj. 15 kV. Podany dla nich w tabeli 5 poziom strat mocy kształtuje się od ok. 1,6% do 2,1%. Przytoczony wskaźnik strat nie pozwala uzyskać informacji na temat strat w poszczególnych obwodach sieci.

Dla zobrazowania rozkładu strat i ich zróżnicowania w poszczególnych obwodach dokonano analizy, której wyniki przedstawiono na rys. 3–5. Sieci rejonów E – H zawierają łącznie 202 obwody o bardzo zróżnicowanych parametrach, tj.: długość całkowita, przekrój przewodów, liczba zasilanych stacji i obciążenie szczytowe. Można wśród nich znaleźć krótkie ciągi kablowe sieci miejskich, zasilające po kilka stacji transformatorowych SN/nn, jak również bardzo rozległe obwody sieci terenowej o długości kilkudziesięciu kilometrów, zasilające bardzo dużą liczbę stacji. Na kolejnych rysunkach zamieszczono:

• rys. 3 – względne straty mocy w ciągach w zależności od ich obciążenia szczytowego• rys. 4 – względne straty mocy w ciągach w zależności od ich długości całkowitej• rys. 5 – względne straty mocy w ciągach w zależności od liczby zasilanych stacji SN/nn.

Przedstawione rysunki pozwalają zorientować się w rozkładzie strat i znacznym ich zróżnicowaniu w po-szczególnych obwodach sieci.


Rys. 3. Względne straty mocy w 202 obwodach SN (Rejony E – H) w funkcji ich obciążenia szczytowego

Rys. 4. Względne straty mocy w 202 obwodach SN (Rejony E – H) w funkcji ich długości całkowitej

46

4. OPTYMALIZACJA ROZCIĘĆ – PRZEDSTAWIENIE PROBLEMU

Jednym z podstawowych działań o charakterze bezinwestycyjnym, prowadzącym do zmniejszenia strat w sieci dystrybucyjnej, jest optymalizacja rozcięć. Rozdzielcze sieci elektroenergetyczne średnich napięć bu-dowane są jako struktury zamknięte, ale pracują w konfiguracji otwartej. Punkty podziału ustanawiające jedno-znacznie przynależność poszczególnych stacji SN/nn do konkretnych obwodów nazywane są rozcięciami.

Zadanie optymalizacji punktów rozcięć polega na dobraniu takiego ustawienia punktów podziału sieci, aby otrzymać układ charakteryzujący się najmniejszymi całkowitymi stratami obciążeniowymi. Rozwiązanie takiego zadania dla sieci rzeczywistej, np. jednego rejonu dystrybucji, sprowadza się do rozwiązania zadania minima-lizacji funkcji wielu zmiennych, najczęściej z ograniczeniami. Wymaga to z reguły zastosowania odpowiednich narzędzi i algorytmów ze względu na rozmiar zadania (liczbę zmiennych) oraz strukturę układu (znaczną liczbę wzajemnych powiązań obwodów).

W rozległej sieci terenowej średniego napięcia, zawierającej od kilkudziesięciu do kilkuset węzłów (stacji), jak już wspomniano, znalezienie optymalnych – ze względu na minimum strat mocy – punktów rozcięć eksplo-atacyjnych jest rzeczą trudną.

Rys. 6 przedstawia przykład strat mocy w torze sieci elektroenergetycznej, dwustronnie zasilanym, w za-leżności od punktu rozcięcia. Straty mocy są najmniejsze dla rozcięcia w okolicy punktu spływu.

Rys. 6. Straty mocy w torze dwustronnie zasilanym sieci elektroenergetycznej w zależności od miejsca rozcięcia eksploatacyjnego toru

Uzyskanie efektu w postaci zmniejszenia strat przez zmianę rozcięcia wymaga wykonania określonych czyn-ności technicznych i organizacyjnych. Wykonanie tych czynności wiąże się z poniesieniem określonych kosztów.

Jeżeli zmiana rozcięcia toru wymaga zakupu i montażu nowych łączników, to koszty można obliczyć z zależności:

Rys. 5. Względne straty mocy w 202 obwodach SN (Rejony E – H) w funkcji liczby zasilanych stacji SN/nn


Liczba stacji [szt. ]

47

(1)

gdzie: Kro – całkowity koszt zakupu i montażu łączników; Ko – koszt inwestycyjny jednego łącznika; Kmi – koszt montażu pojedynczego i-tego łącznika; no – liczba instalowanych łączników.

Koszt montażu pojedynczego łącznika uwzględnia koszty robocizny i koszty transportu:

(2)

gdzie: kg – koszt pracy jednej godziny pracownika; tBR – czas pracy pracownika przy montażu pojedynczego łącznika; lBR – liczba pracowników; kkm – koszt jednego kilometra transportu; lkm – długość trasy transportu.

Jeśli zmiany rozcięć dokonywane są w sieci wyposażonej w łączniki w każdym punkcie możliwym do roz-cięcia toru, to koszty sprowadzają się do kosztów związanych z wykonaniem przełączeń w sieci:

(3)

gdzie: Krp – całkowite koszty przełączeń; np – liczba wykonywanych przełączeń.

Efektem wykonanych przełączeń będzie zmniejszenie strat mocy o ∆∆P i energii o ∆∆E. Zysk Zp, wynikają-cy ze zmniejszenia strat mocy i energii, obliczamy z zależności:

(4)

gdzie: ∆Pst, ∆Est – straty mocy i straty energii w analizowanej sieci przed dokonaniem przełączeń; ∆Pno, ∆Eno

– straty mocy i straty energii w analizowanej sieci po przełączeniach; ∆∆P – zmniejszenie strat mocy; τ – czas trwania strat maksymalnych; SS – składnik stały stawki sieciowej (koszt mocy); k∆E – jednostkowy koszt energii w sieci (cena energii + składnik zmienny stawki sieciowej).

Oceny efektywności przeprowadzonych działań można dokonać przez wyliczenie prostego okresu zwrotu SPP nakładów:

(5)

gdzie: K – koszt zakupu i montażu (Kro) lub przełączeń (Krp).

Przykład 1Rozważa się problem rozcięć eksploatacyjnych w modelowej, elektroenergetycznej sieci pętlowej SN, za-

silającej 120 stacji transformatorowych w 10 pętlach sieciowych o następujących parametrach pojedynczej pętli (toru):

• suma mocy stacji transformatorowych zainstalowanych w jednym torze Stc = 5 800 kVA• maksymalny prąd wpływający do pętli: Imax = 120 A• energia wprowadzona do sieci E = 28 059 kWh• długość pojedynczego toru lt = 2 600 m• przekrój żył kabli: s = 120 mm2 AL.


Kmi = kg tBR lBR + kkm lkm

48

Obliczenia wykonano dla następujących dodatkowych danych:• jednostkowy koszt strat energii (łącznie ze składnikiem zmiennym stawki sieciowej) k∆E = 0,20 zł/kWh• jednostkowy koszt strat mocy (składnik stały stawki sieciowej) k∆P = 80 zł/kW/rok• liczba pracowników lBR = 2 osoby• koszt godziny pracy jednego pracownika kg = 37 zł/godz. • czas pracy jednego pracownika tBR = 4 godz.• długość trasy przejazdu lkm = 10 km• koszt jednostkowy transportu kkm = 3,0 zł/km• liczba przełączeń np = 8• czas trwania strat maksymalnych τ = 2 100 [h/a].Dodatkowo założono, że obciążenie stacji transformatorowych jest proporcjonalne do mocy znamiono-

wych transformatorów oraz przyjęto, że sieć pętlowa posiada łączniki umożliwiające wykonanie podziału w każ-dym odcinku.

W układzie sieci pętlowej rozcięcia eksploatacyjne mogą znajdować się w różnych odcinkach toru. Na potrzeby obliczeń przyjęto, że wszystkie pętle są identyczne, ale rozcięcia znajdują się w różnych miejscach. W tabeli 5 zestawiono wyniki obliczeń strat mocy w poszczególnych pętlach dla pewnego, przyjętego układu roz-cięć, który został wyspecyfikowany w wierszu drugim. Ponadto podano minimalne straty możliwe do osiągnięciaw analizowanym zbiorze pętli na skutek zmiany lokalizacji wszystkich rozcięć do położenia optymalnego.

Tab. 5. Straty mocy w pętlach

Nr pętli 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Nr rozcięcia (wg rys. 6) 8 3 5 9 7 4 2 7 8 1

Straty mocy w pętlach (wg rys. 6) [kW] 2,9 5,7 3,3 3,7 2,7 4,0 8,0 2,7 2,9 9,8

Straty całkowite w pętlach – stan istniejący [kW] 45,7

Straty minimalne w pętlach (wg rys. 6) [kW] 27,0

Zmniejszenie strat mocy ∆∆P [kW] 18,7

Jeżeli nie ma ograniczeń technicznych, to zmiana ośmiu punktów rozcięcia w analizowanej sieci może przynieść zmniejszenie strat o ∆∆P = 18,7 kW.

Dla przyjętych danych obliczono prosty okres zwrotu (SPP) (wzór 5) kosztów poniesionych na zmianę przełączeń rozcięć w sieci:

• koszt przełączeń sieci:

Krp = np × (kg × tR × lRB + kkm× lkm) = 8 × (37 × 2 × 4 + 10 × 3) = 2 608 zł

• zysk wynikający ze zmniejszenia strat mocy i energii:

Zp = ∆∆P × (SS + k∆E × τ) = 18,7 × (80 + 0,2 × 2 100) = 9 350 zł

• prosty okres zwrotu SPP:

SPP = Krp/Zp = 2 608/9 350 = 0,28 lat (3 miesiące i 11 dni).

Dzieląc wielkość zmniejszenia strat przez liczbę przełączeń potrzebnych do uzyskania tego zjawiska, otrzy-muje się średnią wartość zmniejszenia strat przypadającą na jedno przełączenie: δ∆P = ∆∆P/np. Na rys. 7 przed-stawiono zależność prostego okresu zwrotu kosztów od zmniejszenia strat mocy na skutek dokonania jednego przełączenia w sieci, obliczoną dla różnych wartości czasu trwania strat maksymalnych.

Zwrot nakładów związanych ze zmianą rozcięć w analizowanym przykładzie zależy od czasu trwania strat maksymalnych oraz jednostkowego zmniejszenia strat mocy przypadającego na jedno rozcięcie δ∆P.


49

Z rys. 7 wynika, że dla sieci przystosowanych technicznie do wykonywania rozcięć eksploatacyjnych w dowolnej stacji transformatorowej i dla wartości zmniejszenia strat przypadających na jedno rozcięcie δ∆P ≥ 1 kW/rozcięcie, koszty związane ze zmianą rozcięcia sieci zwracają się po upływie ok. 1 roku.

Rys. 7. Prosty okres zwrotu kosztów przełączeń w sieci, w zależności od średniej wartości zmniejszenia strat ∆∆P, przypadających na jedno rozcięcie dla różnych czasów trwania strat maksymalnych

Dla sieci pętlowych lub typu wrzeciono oraz sieci, które da się sprowadzić do tych struktur, obliczenia strat mocy i energii można wykonać przy użyciu arkusza kalkulacyjnego, bez konieczności stosowania specjalistycz-nego oprogramowania. Użycie arkusza kalkulacyjnego umożliwia obliczenie strat dla istniejącego układu pracy oraz wybór układu rozcięć eksploatacyjnych odpowiadającego minimum strat.

5. PRZEGLĄD METOD I NARZĘDZI DO OPTYMALIZACJI ROZCIĘĆOpracowano wiele metod służących do ograniczania strat mocy i energii przez odpowiedni wybór rozcięć

w sieci rozdzielczej. Praktyczne zastosowanie znalazły metody heurystyczne, które pozwalają analizować sieci o dużej liczbie węzłów. Przykładami takich rozwiązań są programy SIEĆ, DRZEWO i STROP.

W metodach programów SIEĆ, DRZEWO, STROP do obliczania strat mocy stosowana jest formuła . W każdej z metod w różnej formie wykorzystuje się następujące dane:

• dane o analizowanej sieci• informacje o układzie połączeń sieci• liczba odcinków sieci• długości poszczególnych odcinków linii napowietrznych i kablowych• przekroje przewodów kabli i przewodów napowietrznych;

• dane o węzłach sieci• liczba węzłów• obciążenia mocą szczytową czynną i bierną każdego z węzłów• czas trwania strat maksymalnych lub przebieg krzywej obciążenia (krzywa schodkowa) do obli-

czeń strat energii;• dane katalogowe (umożliwiające dobór parametrów elementów sieci)

• katalogi linii napowietrznych• katalogi linii kablowych• katalogi transformatorów.

Program SIEĆProblem optymalnego podziału sieci rozdzielczej SN w programie SIEĆ rozwiązywany jest w dwóch eta-

pach [3], [4]:


50

Etap IW etapie pierwszym uzyskuje się rozwiązanie początkowe. W węzłach występują tylko moce czynne dla

obciążenia szczytowego, a gałęzie sieci są odwzorowane tylko rezystancjami. W punktach zasilania przyjmuje się jednakowe napięcia. Podstawą do wyznaczenia rozcięć w tym etapie są wyniki uzyskane z wykonania wielo-krotnych (iteracyjnych) obliczeń rozpływów mocy czynnej wg uproszczonej metody Newtona. Minimalizowaną funkcją celu są sumaryczne straty mocy.

Etap IIPrzeprowadza się korektę otrzymanego w etapie I podziału sieci. Gałęzie w tym modelu obliczeniowym

odwzorowane są przewodnościami podłużnymi i poprzecznymi. Przebieg obciążenia węzłów (mocą czynną i bierną) jest odwzorowany za pomocą krzywej schodkowej. Punktem startowym w etapie drugim jest układ pro-mieniowy uzyskany w etapie pierwszym. Wielokrotne iteracyjne obliczenia rozpływów mocy w sieci pozwalają na stopniową modyfikację wstępnego układu sieci, aż do uzyskania układu optymalnego. Minimalizowaną funkcjącelu w etapie drugim jest suma strat energii.

W skład systemu programów SIEĆ wchodzą program BAZA i podsystemy ROZA i REGA. Program BAZA służy do tworzenia zbiorów danych. Podsystem ROZA służy do przetwarzania danych pierwotnych, obliczania rozpływów mocy i mocy zwarciowych oraz do wyznaczania optymalnych punktów rozcięć w sieci z uwzględ-nieniem optymalnego przyporządkowania ciągów linii do szyn w stacjach dwusystemowych. Podsystem REGA, korzystając ze zbiorów danych węzłowych i gałęziowych dla poszczególnych GPZ, określa parametry regulato-rów napięcia transformatorów w GPZ i położenia przełączników zaczepów transformatorów SN/SN i SN/nn. Za pomocą podsystemu REGA można również tworzyć schematy sieci promieniowej wraz z wynikami obliczeń (rozpływów, zwarć i optymalizacji poziomów napięć).

Program SIEĆ umożliwia prowadzenie obliczeń dla sieci o praktycznie dowolnej liczbie węzłów i gałę-zi. Zbiory danych węzłowych i gałęziowych mogą zawierać dowolną liczbę elementów (np. modelowanie sieci o 10 000 węzłów wymaga ok. 4 MB pamięci typu RAM).

Dodatkowe informacje o programie SIEĆ można znaleźć w literaturze [3], [4].

Program STROPProgram STROP [5] optymalizuje układ rozcięć według skorygowanego algorytmu Rosenbrocka [6]. Opty-

malne położenie punktów rozcięć w sieci ustalane jest ze względu na minimum strat mocy czynnej. Odgałęzienia zostają zredukowane do obciążeń skupionych, przyłączonych we właściwych węzłach torów magistralnych i nie podlegają procesowi optymalizacji rozcięć.

Metoda Rosenbrocka [6] należy do grupy bezgradientowych metod poszukiwań prostych. W metodzie tej bada się zachowanie funkcji celu (minimum strat mocy) tylko w jednym lub dwóch punktach leżących na kierun-ku poszukiwań (spełniających wymagania techniczne). Sposób wyboru tych punktów jest ustalany na początku każdej iteracji.

Istota modyfikacji metody Rosenbrocka w programie STROP sprowadza się do kontrolowania długości i zwrotu kroku (rozumianego jako wektor) oraz do nakładania na funkcję celu kary na rozwiązanie wykraczające poza kierunek poszukiwań. Każda iteracja w metodzie Rosenbrocka polega na wykonywaniu kroków próbnych we wszystkich możliwych kierunkach poszukiwań. Jeżeli w wyniku wykonania kroku próbnego otrzymuje się zmniejszenie wartości funkcji celu (zmniejszenie strat mocy), to długość kroku zostaje zwiększona. W przeciw-nym wypadku następuje skrócenie długości kroku oraz zmiana jego zwrotu.

Zadania realizowane w ramach programu STROP z zakresu obliczeń sieci SN zgodnie z [5] to:• obliczanie strat mocy w analizowanej sieci• lokalizacja baterii kondensatorów o zadanej mocy w linii ze względu na minimum strat mocy• optymalizacja mocy baterii kondensatorów oraz jej położenia w linii ze względu na minimum strat

mocy• analiza napięć zasilania w punktach zasilania sieci SN• obliczanie poziomów i spadków napięć oraz wyznaczanie stref regulacji transformatorów SN, nn

w ruchu normalnym• obliczenia zwarciowe w ruchu normalnym sieci


51

• obliczenia poziomów i spadków napięć w ruchu rezerwowym• obliczenia zwarciowe w ruchu rezerwowym sieci• optymalizacja rozcięć w sieci (minimum strat mocy czynnej)• wyznaczenie wariantów zasilania w przypadku awarii w linii (jeżeli istnieją możliwości techniczne takie-

go zasilania).W programie STROP maksymalny wymiar sieci, rozumiany jako pojedynczy zbiór do obliczeń, może zawie-

rać: 90 głównych punktów zasilania – GPZ (zasilacze), 1 000 linii, 5 000 węzłów, 5 000 odcinków linii (w torach głównych – magistralach – sieci nie więcej niż 3 500 odcinków linii).

Dodatkowe informacje o programie STROP można znaleźć w [5].

Program DRZEWODo optymalizacji rozcięć w programie DRZEWO zastosowano metodę symulowanego wyżarzania (SW)

(ang. Simulated Annealing – SA) [7], [8], [9]. Jako kryterium ekonomiczne wyboru wariantu optymalnego przy-jęto minimalizację strat mocy w sieci.

Przyjmijmy, że znane jest rozwiązanie początkowe (np. konfiguracja eksploatacyjna stosowana przez służbydanego rejonu) o stratach mocy ∆P1 (rys. 8). Poprawę rozwiązania można uzyskać, stosując np. algorytm gra-dientowy:

• w każdej iteracji znajduje się losowo nowe rozwiązanie (układ sieci) w otoczeniu rozwiązania bieżącego• akceptuje się tylko rozwiązania o stratach mniejszych niż w rozwiązaniu poprzednim.Wadą takiego algorytmu jest możliwość utknięcia w optimum lokalnym. Dla przykładu z rys. 8, startując z

punktu (układu sieci) o stratach ∆P1, stosując metodę gradientową, obliczenia zostaną zakończone w optimum lokalnym (układ sieci o stratach ∆Pmin²).

Rys. 8. Zbiór możliwych konfiguracji sieci o różnych strach mocy

W algorytmie „symulowanego wyżarzania” SW dopuszcza się możliwość akceptacji rozwiązań o wyższych stratach niż dotychczas uzyskane. Postępowanie według algorytmu SW sprowadza się do następujących reguł:

• w każdym kroku iteracji wylicza się zmianę strat ∆∆P jako różnicę rozwiązania bieżącego i ostatnio zaakceptowanego

• jeżeli straty ulegają zmniejszeniu (∆∆P < 0), to rozwiązanie jest akceptowane• zwiększenie strat (∆∆P > 0) nie powoduje bezpośredniego odrzucenia obliczonej konfiguracji sieci; do-

puszcza się jej akceptację, gdy spełniony jest warunek:

(6)

gdzie: T – oznacza parametr symulujący temperaturę wyrażoną w jednostkach strat; r – liczbę losową rozkładu równomiernego z przedziału (0,1).

Tak skonstruowany algorytm obliczeń stwarza możliwość zaakceptowania rozwiązania o stratach ∆P3 (rys. 8), mimo iż ∆P3 > ∆P1. W efekcie możliwe jest uzyskanie rozwiązania charakteryzującego się stratami mocy ∆Pmin4, które dla prezentowanego zbioru rozwiązań jest minimum globalnym. Jeżeli parametr T, który w rzeczy-wistych układach fizycznych reprezentuje temperaturę, będzie się zmniejszał, poczynając od przyjętej wartości


r < exp(–δΔP / T )

52

maksymalnej według określonej reguły, to opisany proces jest analogią do wyżarzania (wychładzania, odpusz-czania) metali w procesie krystalizacji [8].

W programie DRZEWO elementem zmieniającym układ sieci jest wyłączenie linii zasilającej losowo wybra-ny węzeł sieci. Powoduje to powstanie fragmentu sieci izolowanej. Następnie realizuje się zasilenie odłączonego węzła ze wszystkich znajdujących się pod napięciem węzłów. Dla każdej nowej konfiguracji (ze zmienionymi miej-scami rozcięć) oblicza się wartość funkcji celu. Jeżeli nowa konfiguracja ma mniejsze straty, jest akceptowana.W przeciwnym wypadku do dalszych rozważań zostaje przyjęte rozwiązanie według zmodyfikowanej reguły (6).

Program DRZEWO jest przeznaczony do optymalizacji rozwoju sieci rozdzielczej SN o strukturze drzewa. Obliczanie optymalnych rozcięć w sieci jest dodatkową opcją. Program umożliwia prowadzenie obliczeń sieci rozdzielczych o strukturze drzewa praktycznie dla dowolnej liczby węzłów i gałęzi.

Nie powstała wersja komercyjna programu.

6. OBLICZENIA PORÓWNAWCZE OPTYMALIZACJI ROZCIĘĆ W RZECZYWISTEJ SIECI Z UŻYCIEM RÓŻNYCH NARZĘDZI

Przykład 2Do optymalizacji rozcięć w sieci rozdzielczej SN wybrano rzeczywistą sieć jednego z rejonów energetycz-

nych. Jest to sieć terenowo-miejska, w której większość obwodów ma możliwość drugostronnego zasilania.Liczba węzłów odbiorczych w sieci wynosi 970, zaś liczba węzłów rozdzielczych – 648. W sieci znajdują się

1 793 odcinki, przy czym 73% z tej liczby przypada na odcinki napowietrzne, zaś 27% na odcinki kablowe.Wykonano obliczenia strat mocy oraz strat energii w układzie sieci przed i po optymalizacji rozcięć oraz

zysku z tytułu zmniejszenia strat mocy i energii. Obliczenia wykonano dla następujących danych:• napięcie robocze sieci Ur = 15,75 [kV]• czas trwania strat maksymalnych τ = 3 106 [h/a]• jednostkowe koszty strat mocy Ss = 36,36 [zł/kW/a]• jednostkowe koszty strat energii k∆E = 0,25 [zł/kWh/a].Wyniki obliczeń zestawiono w tabeli 6.Na podstawie otrzymanych wyników wykonano obliczenia efektywności zmiany rozcięć w sieci. Z zależno-

ści (1)÷(5) obliczono koszty zainstalowania łączników (przyjęty koszt łącznika ko = 4 000 zł, pozostałe dane do obliczeń, jak w przykładzie 1) oraz obliczono prosty okres zwrotu kosztów. Wyniki obliczeń podano w tabeli 7.

Tab. 6. Porównanie wyników obliczeń rocznych strat mocy i energii dla sieci rejonu

Nazwa programu

Straty mocy [kW] Straty energii [MWh]Zysk

[tys. zł]przed optymalizacją po optymalizacji różnica przed optymalizacją po optymalizacji różnica

DRZEWO 571,1 504,1 67,0 1773,8 1565,7 208,1 54, 44

SIEĆ 612,1 515,6 96,5 1901,2 1601, 4 299,8 78,64

STROP 582,1 461,1 121,0 1808,0 1432,2 375,8 98,14

Tab. 7. Prosty okres zwrotu kosztów zainstalowania odłączników w sieci

Program

Liczba rozcięć w sieci w stanie

istniejącym[szt.]

Liczba proponowanych zmian miejsc rozcięcia sieci

[szt.]

Liczba nowych łączników

[szt.]

Koszt inwestycyjny łączników[tys. zł]

Prosty okres zwrotu kosztów[lata]

DRZEWO 99 62 62 248 4,7

SIEĆ 99 77 77 308 4,1

STROP 99 71 71 284 3,0

W literaturze można znaleźć opisy innych metod optymalizacji rozcięć: cykli i kar [10] oraz opartych na al-gorytmach ewolucyjnych [11]. W pracy [11] zamieszczono porównanie wyników obliczeń wykonanych za pomo-


53

cą metody cykli i kar oraz algorytmu ewolucyjnego dla przykładowych sieci elektroenergetycznych, składających się z niewielkiej liczby węzłów i linii.

Na podstawie wykonanych analiz można sformułować następujące wnioski ogólne:1. Obliczanie optymalnych rozcięć ze względu na minimum strat mocy i energii w dużych sieciach o struk-

turze wielokrotnie zamkniętej wymaga stosowania specjalistycznego oprogramowania.2. Każdy z programów DRZEWO, SIEĆ, STROP może być stosowany do optymalizacji rozcięć ze względu

na minimum strat mocy w dużych sieciach rozdzielczych SN.3. Wygenerowane przez te programy wyniki obliczeń strat mocy różnią się między sobą. Różnice te są

spowodowane:• zastosowaniem odmiennych metod poszukiwania optymalnych rozcięć w sieci• sposobem obliczania obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych.

4. W sieciach o regularnej strukturze (wrzeciono, pęta) oraz sieciach, które da się sprowadzić do tych struktur, optymalizacji rozcięć ze względu na minimum strat mocy można dokonać przy użyciu arkusza kalkulacyjnego.

7. PRAKTYCZNE ASPEKTY OBLICZEŃ OPTYMALIZACYJNYCH W SIECIACH ROZLEGŁYCHPoniżej zaprezentowano wyniki obliczeń oraz doświadczenia zebrane podczas wykonywania optymalizacji

rozcięć w sieciach średniego napięcia kilku rejonów dystrybucji.Do wykonania obliczeń optymalizacji rozcięć użyto programu STROP, który powstał na Politechnice Czę-

stochowskiej [5]. Program umożliwia między innymi dokonywanie obliczeń rozpływu mocy w elektroenergetycz-nych sieciach rozdzielczych, optymalizowanie położenia rozcięć i obliczenia napięciowe.

Podstawą analizy strat oraz ich optymalizacji jest zbudowanie odpowiedniego modelu rozważanej sieci elektroenergetycznej. Dokonano tego w kilku wymienionych niżej etapach:

• budowa dokładnego modelu struktury sieci – model ten składa się ze wszystkich istniejących odcin-ków linii średniego napięcia z wyszczególnieniem sposobu ich wzajemnego połączenia oraz parame-trów schematu zastępczego (rezystancja, reaktancja, susceptancja); model zawiera także informacje o wszystkich punktach podziału sieci występujących w istniejącym układzie pracy

• estymacja obciążeń stacji transformatorowych SN/nn – wyznaczenie mocy czynnej i biernej zapotrze-bowanej przez poszczególne stacje transformatorowe w szczycie obciążenia na podstawie dostępnych informacji pomiarowych pochodzących głównie z odejść linowych w GPZ oraz wiedzy o poziomach ob-ciążeń występujących w stacjach

• wyposażenie modelu struktury w obciążenia węzłowe – przypisanie obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych odpowiednim węzłom w modelu sieci.

Tak przygotowany model obiektu stanowi punkt wyjścia do wykonania obliczeń stanu pracy sieci w ukła-dzie istniejącym, a następnie optymalizacji lokalizacji punktów podziału.

Obliczeń dokonano dla czterech sieci rozdzielczych średniego napięcia. Każda z sieci obejmowała swym zasięgiem obszar jednego rejonu dystrybucji (rejonu energetycznego).

Zestawienie danych charakteryzujących poszczególne sieci ujęto w tabeli 8.

Tab. 8. Zestawienie charakterystycznych parametrów analizowanych sieci rozdzielczych

Nazwa rejonuNapięcie znamionowe

sieciLiczba GPZ

Liczba stacji SN/nn

Całkowita długość sieci SN

Średni przekrój sieci

Liczba rozcięć

[kV] [szt.] [szt.] [km] [mm2] [szt.]

Rejon A 20 6 889 969 80 101

Rejon B 20 7 542 520 93 58

Rejon C 20 7 991 1 048 72 135

Rejon D 20 7 1 157 1 277 69 107


54

W tabeli zestawiono parametry charakterystyczne dla sieci, tj.: napięcie znamionowe, liczba stacji zasilają-cych 110 kV/SN, liczba stacji SN/nn, całkowita długość sieci SN, średni przekrój sieci oraz liczba występujących rozcięć.

Dysponując modelami sieci wraz z odwzorowaniem obciążeń wszystkich stacji SN/nn, wykonano oblicze-nia rozpływu prądów oraz strat mocy w istniejącym układzie pracy. Wyniki tych obliczeń zestawiono w tabeli 9, podając wielkości strat mocy w kW oraz wartość względną strat odniesioną do mocy zapotrzebowanej.

Analizując wielkości strat mocy występujące w sieciach średnich napięć rozważanych rejonów energe-tycznych, można stwierdzić, że już w istniejącym układzie pracy utrzymują się one na bardzo niskim poziomie. Świadczy o tym wskaźnik strat względnych odniesiony do mocy zapotrzebowanej, zawierający się w granicach od 0, 43% do 0,89%. Tak niska wartość strat wynika z kilku czynników, do których zaliczyć należy:

• wysoką wartość napięcia znamionowego sieci rozdzielczych• wysoki przekrój sieci, którego miarą jest podany w tabeli 9 średni ważony przekrój linii• korzystną strukturę sieci przejawiającą się niewielką liczbą obwodów o znacznych długościach• niewielkie obciążenie w stosunku do zdolności przesyłowych.Następnie przystąpiono do wykonania pierwszych obliczeń optymalizacyjnych związanych ze zmianą ukła-

du pracy sieci, tzw. optymalizacji globalnej. Optymalizacja globalna to wyznaczenie układu pracy sieci o mini-malnych stratach mocy, który nie podlega żadnym ograniczeniom związanym z położeniem punktów podziału. Oznacza to, iż każde rozcięcie może swobodnie zmieniać swoje położenie, a jego docelowa lokalizacja obejmuje dowolnie wybrany odcinek sieci. Trzeba w tym miejscu zaznaczyć, że takie rozwiązanie konfiguracji pracy siecijest możliwe tylko teoretycznie. W praktyce istnieje wiele czynników ograniczających zarówno możliwość prze-mieszczania niektórych rozcięć, jak i limitujących potencjalne nowe lokalizacje. Bardziej szczegółowo omówiono te zagadnienia w punkcie dotyczącym ograniczeń lokalizacji rozcięć.

Obliczenia optymalizacji globalnej pozwalają na określenie potencjalnych, maksymalnych możliwości zmniejszenia strat, jakie można by uzyskać poprzez rekonfigurację sieci. To oznacza, że obliczenia te wyznaczajągórne ograniczenie efektywności takich działań.

Wyniki obliczeń strat mocy w układach sieci skonfigurowanych optymalnie (bez żadnych ograniczeń) dlaposzczególnych rejonów dystrybucji zestawiono w tabeli 9. Podano wartości strat w kW oraz procentowy poziom strat po optymalizacji globalnej w stosunku do strat w stanie istniejącym.

Tab. 9. Zestawienie wyników obliczeń strat mocy w układzie istniejącym oraz po dokonaniu optymalizacji globalnej

Nazwa rejonuObciążenie szczytowe mocą

czynnąStraty mocy w stanie

istniejącymStraty mocy po optymalizacji

globalnejPoziom strat w odniesieniu

do stanu istniejącego

[MW] [kW] [%]* [kW] [%]**

Rejon A 64,69 578,6 0,89 310 54

Rejon B 55, 41 239,8 0, 43 199,9 83

Rejon C 60,19 349, 4 0,58 282,5 81

Rejon D 61,04 497,7 0,82 380, 4 76

* wskaźnik obliczono w odniesieniu do obciążenia szczytowego mocą czynną** wskaźnik obliczono, odnosząc straty w układzie zoptymalizowanym bez ograniczeń do strat mocy w układzie istniejącym

Podany w ostatniej kolumnie tabeli 9 wskaźnik procentowy jest najniższy dla rejonu A i wynosi 54%. Ozna-cza to, że w tym rejonie działania rekonfiguracyjne mogą potencjalnie przynieść największy efekt. W pozostałychobszarach (wskaźnik od 76% do 83%) istniejące układy pracy sieci są znacznie bliższe globalnemu optimum.

Jednakże o rzeczywistych możliwościach redukcji strat na skutek rekonfiguracji zdecyduje dopiero szcze-gółowa analiza występujących ograniczeń lokalizacji punktów podziału.

Analiza konfiguracji, w jakich pracują rzeczywiste, rozległe sieci rozdzielcze, oraz uwarunkowań determi-nujących układy pracy sieci wskazuje, iż w praktyce istnieje wiele czynników uniemożliwiających dowolne lokali-zowanie punktów podziału sieci.

Ograniczenia lokalizacji rozcięć można podzielić na dwie zasadnicze grupy:• determinujące – ograniczenia wynikające z konieczności utrzymania podziałów w ściśle określonych punk-

tach sieci – powodują one, że pewna część punktów podziału sieci posiada z góry określone położenie i nie może podlegać przemieszczeniom


55

• limitujące – ograniczenia związane z brakiem możliwości umiejscowienia podziału w dowolnym odcinku sieci – powodują one zawężenie możliwości zmian położenia dla rozcięć, których położenie może ulegać przemieszczeniom.

Istnienie ograniczeń determinujących spowodowane jest czynnikami o charakterze prawnym lub technicz-nym, do których należy zaliczyć:

• obowiązywanie umów o dostawę i sprzedaż energii elektrycznej z odbiorcami posiadającymi własne stacje transformatorowe, płacącymi za dwa zasilania

• zachowanie podstawowych układów zasilania rozdzielni sieciowych• prawidłową pracę automatyki SZR w sieci średniego i niskiego napięcia• zróżnicowane sposoby pracy punktów gwiazdowych transformatorów 110 kV/SN• granice eksploatacji obszarów sieci i punkty rozliczeniowego pomiaru energii elektrycznej• inne względy związane np. z wydzieleniem układów w celu prawidłowej współpracy źródeł z siecią roz-

dzielczą SN.Istnienie ograniczeń limitujących spowodowane jest czynnikami o charakterze technicznym i eksploatacyj-

nym, do których należy zaliczyć:• brak łączników w niektórych odcinkach sieci• ograniczenia zdolności łączeniowej istniejących łączników• trudny dostęp do określonego punktu sieci• brak dostępu do stacji o każdej porze doby• inne względy, np. organizacyjne, związane ze zróżnicowaniem własnościowym elementów sieci dystry-

bucyjnej.

Obecność ograniczeń determinujących sprawia, że położenie części rozcięć nie może ulegać zmianom. Po-woduje to zmniejszenie liczby zmiennych w ramach zadania optymalizacji układu pracy danej sieci rozdzielczej.

Z kolei obecność ograniczeń limitujących powoduje, iż nie wszystkie wskazania przemieszczenia punktów podziału, uzyskane w wyniku procedury optymalizacyjnej, mogą być dokładnie zrealizowane. Realizuje się je w takich przypadkach w odcinku najbliżej położonym względem odcinka optymalnego, gdzie dokonanie podziału jest możliwe.

Zarówno pozostawienie pewnej grupy rozcięć poza procedurą optymalizacji, jak i niedokładne przemiesz-czenia części rozcięć ruchomych skutkują zwiększonymi stratami mocy w układzie z ograniczeniami w stosunku do układu zoptymalizowanego globalnie.

Biorąc pod uwagę omówione powyżej ograniczenia dotyczące lokalizacji rozcięć, dokonano wiele obliczeń optymalizacyjnych dla sieci poszczególnych rejonów od A do D. Obliczenia takie pozwalają na:

• wskazanie możliwych do realizacji zmian w konfiguracji sieci• ewentualne stwierdzenie optymalnego położenia niektórych punktów podziału• wskazanie potrzeb zabudowy nowych łączników. Wybrane wyniki obliczeń zestawiono w tabeli 10. Zawiera ona informacje dotyczące liczby występują-

cych ograniczeń, liczby rozcięć zlokalizowanych optymalnie, wartości strat mocy w układach zoptymalizowanych z uwzględnieniem wszystkich ograniczeń oraz zmian strat mocy w stosunku do strat mocy w stanie istniejącym.

Tab. 10. Zestawienie wyników obliczeń strat mocy po dokonaniu optymalizacji konfiguracji sieci z uwzględnieniem ograniczeń

Nazwa rejonuCałkowita liczba

ograniczeńLiczba rozcięć zlokalizowa-

nych optymalnieStraty mocy w układzie zoptymalizo-

wanym z ograniczeniamiZmniejszenie strat w stosunku do

stanu istniejącego

[%]*) [%]*) [kW] [%]

Rejon A 59 29 543,1 6,1

Rejon B 71 21 237,9 0,8

Rejon C 53 36 341,7 2,2

Rejon D 51 32 466,8 6,2

*) wartości względne obliczone w odniesieniu do całkowitej liczby rozcięć w danym rejonie dystrybucji


56

Analizując wyniki przedstawione w tabeli 10, można sformułować następujące spostrzeżenia: • w praktycznych obliczeniach optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych należy liczyć się z występowa-

niem znacznej liczby ograniczeń lokalizacji punktów podziału; w przypadku omawianych obiektów ograni-czenia dotyczyły od 50% do nawet 70% ogólnej liczby rozcięć

• uwagę zwraca znaczna liczba rozcięć zlokalizowanych optymalnie (od 21% do 36%) wśród zmiennych, któ-rych położenie może ulegać zmianie; może to świadczyć o dobrym rozeznaniu obciążeń przez służby eks-ploatacyjne oraz dbałości o utrzymanie prawidłowego układu pracy sieci

• w wyniku rekonfiguracji uzyskano efekt zmniejszenia strat od 0,8% do 6,2%; efekt ten, przeliczony naoszczędności z tytułu mniejszych strat energii w skali roku, szacuje się na ok. 18 tys. do 21 tys. zł dla rejonów D i A

• istniejąca konfiguracja pracy sieci rozdzielczej jest w dużym stopniu zdeterminowana czynnikami o cha-rakterze prawnym i technicznym.Efektywność redukcji strat, uzyskana w wyniku optymalizacji rozcięć, niewątpliwie zależy od indywidual-

nych cech i właściwości sieci rozdzielczej poddanej analizie. Lepszych efektów można spodziewać się w sieciach o niższych napięciach znamionowych (np. 6 kV), długich obwodach i znacznym obciążeniu.

Wyniki prac Edwarda Siwego z Politechniki Śląskiej [12] nad optymalizacją konfiguracji sieci rozdzielczychSN pokazują, iż efektywność takich działań może być wysoka. W tabeli 11 przedstawiono efekty optymalizacji rozcięć w 3 sieciach rozdzielczych.

Dodatkowo, dysponując wynikami obliczeń strat mocy dla różnej liczby ograniczeń w lokalizacji punktów podziału analizowanych rejonów A, B, C i D, sporządzono wykres ilustrujący zależność między stratami mocy a liczbą występujących ograniczeń. Wykres przedstawiono na rys. 9. Liczbę ograniczeń wyrażono w [%] w sto-sunku do ogólnej liczby punktów podziału. Straty mocy wyrażono w jednostkach względnych w odniesieniu do strat występujących w układzie niepodlegającym żadnym ograniczeniom konfiguracyjnym.

Tab. 11. Możliwości ograniczenia strat energii po optymalizacji punktów rozcięć w miejskich sieciach SN na wybranych obszarach (wg [12])

Liczba stacji SN/nn [szt.]

Długość linii SN [km]

Zmniejszenie strat [%]

Szacunkowe oszczędności [tys. zł/rok]

600 500 16 130

780 550 4 80

430 430 11 50

Rys. 9. Zależność przyrostu strat mocy w funkcji liczby ograniczeń lokalizacji punktów podziału sieci

Wykres pokazuje, że w każdym przypadku wzrost liczby wymuszonych lokalizacji punktów podziału skut-kuje przyrostem strat mocy w układzie sieci. Przebieg tej zależności ma charakter indywidualny dla każdego obszaru sieciowego.


57

Zmiana strat mocy przypadająca na jedno rozcięcie, wynikająca z konieczności zachowania jego położenia lub niemożności dowolnego przemieszczenia, może być, jak widać na rysunku, bardzo zróżnicowana. Wyznacze-nie tych wartości wymaga każdorazowych obliczeń z użyciem modelu sieci.

Interesujące może okazać się przybliżenie okoliczności powodujących znaczny przyrost strat na skutek utrzymania niewielkiej liczby punktów podziału w ich pierwotnych lokalizacjach.

Z siecią rejonu A współpracuje przyłączona w głębi ciągów SN jednostka wytwórcza znacznej mocy. Ze względu na ciągłe zmiany warunków napięciowych w sieci, spowodowane zmianami stanu pracy tej jednostki, musi być utrzymywany wyodrębniony ciąg sieciowy łączący generator z rozdzielnią w GPZ. Powoduje to, iż ge-nerowana moc nie jest użytkowana przez najbliższe odbiory, lecz przesyłana do GPZ.

Innym przypadkiem napotkanym w praktyce może być układ o znacznych stratach mocy, którego konfi-guracja wymuszona jest niejednolitą strukturą własnościową sieci. Zmniejszenie strat mocy w tym wypadku wy-magałoby zasilania części odbiorców za pośrednictwem rozdzielni, która nie jest własnością rejonu dystrybucji. Koszty potencjalnego tranzytu nie zostałyby pokryte przez zysk wynikający ze zmniejszenia strat.

Przedstawione powyżej rozważania dotyczyły szczególnych przypadków wymuszonego położenia rozcięć, których zmiana w znaczny sposób zredukowałaby straty w układzie. W pozostałych sytuacjach zmiana strat mocy przypadająca na jedno rozcięcie z ograniczeniami była znacznie mniejsza.

Omawiane zagadnienia dotyczyły ograniczeń o charakterze determinującym. Warto wspomnieć o ogra-niczeniach z drugiej grupy (tzw. limitujących), dotyczących niemożności dowolnego lokalizowania ruchomych punktów podziału. W sytuacji, kiedy wskazania procedury optymalizacyjnej dotyczyły odcinka, w którym z róż-nych względów podział nie mógł zostać wykonany, proponowano podział w najbliższym możliwym miejscu, ob-liczając wynikającą z tej zmiany różnicę strat. Różnice te były najczęściej niewielkie bądź symboliczne. W szcze-gólności w żadnym przypadku nie odnotowano zmiany strat, która mogłaby uzasadniać zabudowanie nowego łącznika w sieci.

Optymalizacja konfiguracji sieci rozdzielczej jest jednym z najczęściej wskazywanych działań bezinwesty-cyjnego zmniejszania strat mocy. Rozwiązanie takiego zadania dla dużej sieci rzeczywistej wymaga zastosowania odpowiednich narzędzi obliczeniowych oraz zbudowania modelu sieci.

Jednym z istotnych problemów jest właściwe oszacowanie obciążeń poszczególnych stacji transforma-torowych SN/nn. Wynika to z faktu braku opomiarowania w głębi sieci rozdzielczej. Pomocne w tym przypad-ku okazały się dane o przebiegach obciążenia poszczególnych ciągów liniowych, wyniki okresowych pomiarów w stacjach SN/nn oraz ekspercka wiedza służb eksploatacyjnych dystrybutora.

Analizie poddano cztery rejony dystrybucji o typowej wielkości, spotykanej rozległości sieci i przeciętnym zapotrzebowaniu mocy. Występujące w tych sieciach niewielkie straty mocy w istniejącym układzie pracy można uzasadnić wysoką wartością napięcia znamionowego, znacznym przekrojem średnim oraz zwartą strukturą sieci.

Obliczenia optymalizacji układu wykonane bez uwzględniania ograniczeń pozwalają na wstępne rozeznanie maksymalnych efektów, jakie może przynieść rekonfiguracja sieci. Jednakże do czasu dokonania szczegółowej ana-lizy występujących w danym układzie ograniczeń, jakim podlegają poszczególne punkty podziału, nie sposób ocenić możliwości redukcji strat, jakie może przynieść możliwa do realizacji w praktyce zmiana układu pracy sieci.

Ograniczenia lokalizacji punktów podziału sieci mogą mieć dwojaki charakter: determinujący lub limitują-cy. W pierwszym przypadku sprowadzają się do konieczności utrzymania rozcięć w ściśle określonych miejscach sieci, a w drugim nie pozwalają całkowicie swobodnie lokować tych punktów podziału, których położenie może ulegać zmianie. Przyczyną powstawania ograniczeń są względy formalnoprawne lub techniczno-eksploatacyjne.

Obecność ograniczeń lokalizacji rozcięć należących do więzów zadania optymalizacji, wpływa na jakość uzyskiwanego rozwiązania. Układ z ograniczeniami zawsze charakteryzuje się większymi stratami mocy niż układ bez ograniczeń.

Prezentowane przykłady wskazują na znaczną liczbę ograniczeń w praktycznych zadaniach rekonfiguracjirozległych sieci rozdzielczych – ograniczenia dotyczą więcej niż połowy istniejących punktów podziału.

Uwagę zwraca znaczna liczba punktów podziału zlokalizowana w układzie wyjściowym w sposób optymal-ny (od 21% do 36%).

W wyniku analizy i możliwych do realizacji zmian konfiguracji sieci uzyskano efekt w postaci redukcji stratdo ok. 6% w szczycie obciążenia. Efekt ten przejawia się w oszczędnościach z tytułu mniejszych strat energii, które w skali roku sięgają 18–21 tys. zł. Zatem nawet w sieci o niewielkich stratach przed rekonfiguracją orazznacznej liczbie ograniczeń lokalizacji punktów podziału można, dokonując optymalizacji rozcięć, uzyskać istotne


58

oszczędności strat energii. Jak pokazuje tabela 11, w innych sieciach rozdzielczych oszczędności te mogą osią-gać dużo większe wartości.

Przypadający na pojedyncze rozcięcie objęte ograniczeniami potencjał redukcji strat jest bardzo zróżnico-wany i wymaga indywidualnych obliczeń z użyciem modelu sieci. Przyczyny utrzymania niekorzystnej lokalizacji punktów podziału o dużym potencjale redukcji strat mogą być złożone i istotne dla pracy sieci.

8. WNIOSKIOptymalizacja rozcięć jest jednym z podstawowych środków bezinwestycyjnego ograniczania strat i przed-

miotem licznych publikacji, w tym zagranicznych, poświęconych redukcji strat w systemach dystrybucyjnych.Istotą zadania optymalizacji jest znalezienie takiej konfiguracji sieci SN, zdeterminowanej określoną loka-

lizacją punktów podziału sieci, aby otrzymać układ charakteryzujący się najmniejszymi stratami mocy.Dla prostych struktur sieci, takich jak pętla czy wrzeciono, obliczeń optymalizacyjnych można dokonać

niezależnie dla każdej zmiennej (każdego rozcięcia), np. przy użyciu arkusza kalkulacyjnego. Układy o większym stopniu złożoności (więcej połączeń, silniej skratowane) wymagają użycia odpowiednich technik obliczeniowych i specjalistycznego oprogramowania.

Każdy z programów, tj. SIEĆ, STROP i DRZEWO, może być stosowany do optymalizacji rozcięć ze wzglę-du na minimum strat mocy w dużych sieciach SN. Różnice pomiędzy uzyskanymi rozwiązaniami dla tej samej analizowanej sieci przy użyciu różnych narzędzi wynikają ze stosowania odmiennych algorytmów poszukiwania rozwiązania optymalnego oraz sposobu obliczania obciążeń poszczególnych stacji transformatorowych SN/nn.

Praktyczna realizacja optymalizacji układu pracy sieci musi uwzględniać różnorakie ograniczenia związane z niemożnością przemieszczenia niektórych punktów podziału oraz niepełnym zbiorem możliwych alokacji zde-terminowanym istnieniem łączników tylko w wybranych odcinkach oraz względami ruchowymi (np. dostęp do punktów podziału).

Dla lokalizacji rozcięć wymuszonych względami prawnymi (odbiorca płaci za dwa zasilania), powinno się określić rzeczywiste koszty utrzymania podziału w danym punkcie sieci i przenieść je w składniku stałym opłaty za moc na zainteresowanego odbiorcę.

Efektywność działań rekonfiguracyjnych, jaką można osiągnąć w rzeczywistym układzie sieciowym, nie-wątpliwie zależy od indywidualnych cech i właściwości sieci rozdzielczej poddanej analizie. Lepszych efektów można się spodziewać w sieciach o niższych napięciach znamionowych (np. 6 kV), długich obwodach i znacznym obciążeniu.

Postępujący rozwój rynku energii oraz wiążąca się z tym kontrola i poprawa efektywności działania przed-siębiorstw energetycznych, będą prawdopodobnie stymulowały zainteresowanie dystrybutorów działaniami w kierunku bezinwestycyjnego zmniejszania strat w sieciach rozdzielczych.

Istotną pomocą dla prowadzenia analiz optymalnej konfiguracji pracy sieci rozdzielczej będą z pewnościąwdrażane w energetyce nowoczesne systemy informatyczne zarządzania majątkiem sieciowym oraz zaawanso-wane systemy pomiarowo-rozliczeniowe. Takie systemy informatyczne i pomiarowe umożliwią w przyszłości realizację optymalizacji konfiguracji sieci ze względu na minimum strat energii w danym przedziale czasu, coobecnie jest trudne bądź niemożliwe do zrealizowania.


59

BIBLIOGRAFIA

1. Folder statystyka elektroenergetyki 1997–2007, Ministerstwo Gospodarki RP, www.mg.gov.pl.2. Kulczycki J. (red.), Ograniczenie strat energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych, PTPiREE,

Poznań 2002.3. Harasimowicz L., Optymalizacja pracy sieci rozdzielczych średnich napięć, Materiały konferencji naukowo-technicz-

nej – Straty Energii Elektrycznej w Spółkach Dystrybucyjnych, Poznań 17–18.05.1999, s. 289–295.4. Harasimowicz L., Suboptymalny podział dużych sieci rozdzielczych dla potrzeb eksploatacji, rozprawa doktorska,

Instytut Energoelektroniki Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 1992.5. Czepiel S., Obliczenia optymalizacyjne i inżynierskie dla sieci średniego napięcia. Instrukcja obsługi programu STROP,

Instytut Elektroenergetyki Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 1999.6. Kręglewski T., Rogowski T., Ruszczyński A., Szymanowski J., Metody optymalizacji w języku FORTRAN, PWN, War-

szawa 1984.7. Brożek J., Kot A., Kulczycki J., Szpyra W., Bezinwestycyjne metody zmniejszania strat energii w sieciach rozdzielczych

w pracach badawczych Zakładu Elektroenergetyki AGH, Materiały konferencji naukowo-technicznej – Straty Energii Elek-trycznej w Spółkach Dystrybucyjnych, Poznań 17–18.05. 1999, s. 264–277.

8. Chiang H.D., Jean- Jumean R.M., Optimal Network Reconfiguration in Distribution Systems, IEEE Transactions onPower Delivery, 5, nr 4, November 1990.

9. Mazur P., Ograniczanie strat mocy i energii w sieciach zamkniętych SN. Praca dyplomowa Wydz. EAIiE AGH, 2001.10. Kujszczyk Sz., Nowoczesne metody obliczeń elektroenergetycznych sieci rozdzielczych, WNT, Warszawa 1984.11. Helt P., Parol M., Piotrowski P., Metody sztucznej inteligencji w elektroenergetyce, Oficyna Wydawnicza Politechniki

Warszawskiej, Warszawa 2000.12. Siwy E., Żmuda K., Intensyfikacja wykorzystania sieci w spółce dystrybucyjnej, Przegląd Elektrotechniczny nr 3/

2009, s. 243–246.


60

Autorzy / Biografie

Sylwester LaskowskiGdańsk / Polska

Dyrektor Departamentu Polityki Regulacyjnej ENERGA-OPERATOR S.A. Zatrudniony w przed-siębiorstwie od 1999 roku. Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej (1999). Na Politechnice Warszawskiej ukończył studia pody-plomowe z zakresu zarządzania przedsiębiorstwem energetycznym w warunkach rozwoju krajowych (2002) i międzynarodowych rynków energii oraz studia menedżerskie MBA organizowane przez Gdańską Fundację Kształcenia Menedżerów (2008). Posiada dyplom złożenia egzaminu na członków rad nadzorczych w spółkach Skarbu Państwa.Od początku kariery zawodowej związany z tematy-ką regulacji rynku energii elektrycznej. W przed-siębiorstwie odpowiedzialny za całokształt spraw związanych z regulacją. Współdziała w zespołach tematycznych w ramach Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej przy wy-pracowywaniu rozwiązań systemowych z zakresu regulacji.

Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

61

REGULACJA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

mgr inż. Sylwester Laskowski / ENERGA-OPERATOR S.A.

Energetyka jest specyficzną częścią gospodarki. W znacznym obszarze działa na zasadach monopolu na-turalnego (przedsiębiorstwa sieciowe) i siłą rzeczy nie jest poddawana mechanizmom rynkowej regulacji. Ze względu na strategiczne znaczenie oraz znaczny wpływ na funkcjonowanie całej gospodarki, a także potrzeby bytowe ludności, rządy wielu krajów dążyły bądź też dążą do wypracowania zasad, które stworzą w tym sektorze substytut konkurencji. Takie wpływanie państwa na zachowanie przedsiębiorstw, którego celem jest osiągnięcie przez nie większego poziomu efektywności, a tym samym ochrona odbiorców przed nadmiernym wzrostem cen, określane jest mianem regulacji.

Poddanie energetyki działaniom mechanizmów konkurencji w każdym z państw odbywało się stopniowo i obierało różne formy. Rozciągnięcie w czasie wdrażania zasad regulacyjnych było podyktowane koniecznością stworzenia odpowiednich ram prawnych i regulacyjnych. Również w Polsce, gdzie historia regulacji energetyki nie jest długa, proces tworzenia mechanizmów substytuujących rynek wprowadzany był stopniowo i w dalszym ciągu nie jest etapem zamkniętym, podlegając różnego typu modyfikacjom.

POSKROMIENIE MONOPOLU„Regulacja – stosowanie określonych ustawą środków prawnych, włącznie z koncesjonowaniem, służących

do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, prawidłowej gospodarki paliwami i energią oraz ochrony inte-resów odbiorców”1.

Ogólna dostępność energii elektrycznej, pojmowanie jej jako dobra społecznego w konfrontacji ze zróżni-cowaniem sił oddziaływania konsumentów oraz dostawców, sprzedawców oraz wytwórców energii elektrycznej sprawia, iż konieczne jest stosowanie przez państwo specjalnego nadzoru nad tą dziedziną gospodarki. Powyż-sze, a także wpływ zmian cenowych nośników energetycznych na ogólny stan gospodarki, poprzez oddziaływanie np. na poziom inflacji, niesie za sobą konieczność umożliwienia wpływu państwa na przedsiębiorstwa za pomocąorganów nadzorczych, właścicielskich, a przede wszystkim uregulowań prawnych.

Ogólny poziom nadzoru i kontroli wynika z wielu czynników i rozwiązań ustrojowych, służących realizacji doktryn polityki gospodarczej państwa. Do podstawowych rozwiązań ustrojowych można zaliczać wszystkie ure-gulowania prawne (ustawy, dyrektywy unijne) oraz szczegółowe założenia rządowe, np. dokumenty traktujące o założeniach polityki energetycznej Polski.

Regulacja rynku energii elektrycznej

StreszczenieNiniejszy artykuł jest próbą wyjaśnienia istoty re-

gulacji, zawiera jej definicję oraz podstawowe cechy, któ-re stanowić powinny o jej skuteczności. Zawarto w nim charakterystykę monopoli naturalnych jako tych obszarów, gdzie kontrola państwa jest konieczna i nieunikniona.

Kolejnym aspektem poruszonym w opracowaniu są kryteria, które powinny charakteryzować prawidłowo funk-cjonujący, sprawny i efektywny system regulacji. Ich do-chowanie skutkuje bowiem wzrostem zaufania do działań regulatora. Nie sposób także pominąć kwestii niezależności. Jest ona wciąż przedmiotem dyskusji pomiędzy zaintereso-wanymi stronami. Instytucje i środowiska domagające się

niezależności regulatora nie są do końca zgodne i przeko-nane, czy jest to możliwe do osiągnięcia w poszczególnych krajach. Nie ma ściśle określonej wykładni tego pojęcia w stosunku do regulatorów, ale można wyróżnić elementy, które zdecydowanie powinny cechować działania regulato-ra, aby nie był posądzony o brak niezależności.

Ostatnim zagadnieniem wymienionym w opracowa-niu jest przedstawienie i scharakteryzowanie dwóch podsta-wowych systemów regulacyjnych. Analizie poddano system oparty na regulacji stopy zwrotu z kapitału, zwany regulacją kosztową, oraz system oparty na określaniu pewnego puła-pu cen wg formuły RPI – X, nazywany regulacją bodźcową.

1 Art. 3 pkt. 15 ustawy Prawo energetyczne.

62

Przedsiębiorstwa dystrybuujące energię elektryczną siłą rzeczy działają w warunkach monopolu natural-nego, posiadając przez to większe możliwości do generowania nieuzasadnionych zysków w przypadku braku ja-kiejkolwiek kontroli. Dlatego też w krajach urynkowionych, do których po przemianach ustrojowych należy rów-nież Polska, bardzo ważną rzeczą jest równoważenie sił przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców. Można stwierdzić, iż regulacja jest swoistą ingerencją państwa w zasady rządzące gospodarką. Ingerencja ta sprowadza się do sprawowania nadzoru, kontroli działalności oraz określenia reguł zachowań przedsiębiorstw działających w ramach monopoli naturalnych poprzez uregulowania prawne (ustawy, dyrektywy) oraz instytucjonalne (Urząd Regulacji Energetyki).

Celem regulacji jest przeciwdziałanie organów państwa dążeniom przedsiębiorstw działających w ramach monopolu do osiągania ponadprzeciętnych, nieuzasadnionych zysków kosztem, w tym przypadku, odbiorców energii elektrycznej.

Dokonane w ostatnim czasie przekształcenia w ramach przedsiębiorstw energetycznych, polegające na rozdzieleniu w strukturach działalności mającej znamiona konkurencji (obrót oraz wytwarzanie energii elek-trycznej) oraz działalności funkcjonującej w ramach naturalnych monopoli (przesyłanie i dystrybucja energii elektrycznej), spowodowało swego rodzaju zawężenie obszaru regulowanego w ścisłym tego słowa znaczeniu.

Regulacja jest wprowadzeniem pewnego rodzaju obostrzeń (zasad) mających na celu zbliżenie działalności monopolistycznej do uwarunkowań rynkowych. Nie ma w tym przypadku oddziaływania bezpośredniej konku-rencji na zachowania przedsiębiorców, jednakże stosowane zasady mają wspomagać działanie i rozwój przedsię-biorstw poprzez oddziaływanie na wysokość cen, z czym ściśle związane są wielkości osiągniętych przychodów.

Można zaryzykować stwierdzenie, iż już w art. 1 ust 2 ustawy Prawo energetyczne jest wskazanie na ko-nieczność funkcjonowania zasad regulacyjnych oraz ich celu. Stanowi on bowiem: „Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i ra-cjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z umów międzynarodowych oraz ochrony interesów odbiorców i minimalizacji kosztów”.

Szczególnie grupa celów, takich jak rozwój konkurencji, przeciwdziałanie skutkom naturalnych monopoli oraz ochrona interesów odbiorców, wskazuje na konieczność działań regulacyjnych. Łączna analiza tej grupy celów ustawy ma swe uzasadnienie w aksjomacie, iż najskuteczniejszym narzędziem ochrony interesów odbior-ców jest rozwój konkurencji i ograniczanie skutków monopoli, prowadzące do obniżania kosztów i cen. W części tylko, obejmującej działalność za pomocą sieci, monopol ma charakter naturalnego2.

W ustawie Prawo energetyczne oraz w wydanych na jej podstawie aktach wykonawczych znalazło się kilka instrumentów służących promowaniu konkurencji i ochronie przed skutkami monopoli, zaliczyć do nich można:

• powołanie instytucji regulatora (Urząd Regulacji Energetyki)• uprawnienia koncesyjne prezesa URE• wymóg przedstawienia przez przedsiębiorstwa „sieciowe” taryf do zatwierdzenia.

SUBSTYTUT KONKURENCJI W OBSZARACH MONOPOLIRegulacja – jak wskazano wcześniej – jest rodzajem interwencjonizmu państwowego w obszar działań

przedsiębiorstw, poprzez ściśle określone zasady i instytucje, przy zastosowaniu narzędzi tworzących system regulacyjny. Te działania coraz częściej wykorzystywane są wówczas, gdy zawodzą mechanizmy rynkowe, służą-ce zrównoważeniu popytu i podaży w ekonomicznie uzasadnionym rozkładzie korzyści i kosztów. Mechanizmy te również wykorzystywane są, gdy zachodzi konieczność ochrony interesu publicznego, który nie poddaje się weryfikacji rynkowej3.

W szczególności dotyczy to m.in. sektora elektroenergetycznego, który jest obszarem silnie wpływającym na życie społeczeństwa i funkcjonowanie gospodarki państwa. Wynika to z faktu, iż energia elektryczna w każ-dym rozwiniętym kraju odgrywa szczególną rolę i jest podstawowym źródłem zaspokajania potrzeb egzysten-cjalno-funkcjonalnych. Ze względu na strategiczne znaczenie produktu, jakim jest energia elektryczna i usługa

2 Baehr J., Stawicki E., Antczak J., Prawo energetyczne, Komentarz, Zakamycze 2003.3 Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., Regulacja energetyki w Polsce, Warszawa – Toruń 2001, s. 12.


63

jej dostarczania, przez wiele lat obszar ten był pod ścisłą kontrolą państwową i działał w strukturach monopolu naturalnego. Korzenie tych monopoli sięgają czasów, gdy rodziły się struktury sektora energetycznego i jego rozwój. Związane one są także z ustanawianiem wyłączności po stronie podaży świadczenia usług połączonych z dostawą energii4.

Obecnie, zgodnie z dążeniem państw członkowskich UE do liberalizacji rynku energetycznego, oczekiwane są i realizowane działania zmierzające do poddania działaniu konkurencji jak największego obszaru związanego z energią elektryczną lub też, tam gdzie nie ma takiej możliwości, ścisłego określenia zasad regulacyjnych, bę-dących substytutem rynku.

Można zauważyć, iż regulacja przybierająca różne formy funkcjonuje niemal od początku istnienia sektora energetycznego. Wynika to z faktu dostrzeżenia przez organy władzy wartości, jaką przedstawia sobą energia elektryczna dla społeczeństwa i gospodarki.

Istnienie i kultywowanie przez władzę monopolu naturalnego było przez długi okres uważane za coś oczy-wistego i optymalnego dla całej gospodarki. Funkcjonował pogląd, że taka praktyka ma charakter obiektywny. Usprawiedliwiano ją brakiem konkurencji w sektorze. Jednakże brak konkurencji rodził wiele negatywnych kon-sekwencji, zarówno dla tych sektorów, jak i całej gospodarki. W energetyce najistotniejszymi konsekwencjami były: brak przymusu racjonalizacji działań w sektorze, czyli brak skutecznego mechanizmu efektywnej alokacji kapitału i pracy, oraz – przede wszystkim – stosowanie charakterystycznego dla monopolu dyktatu cenowego, przenoszącego wszelkie skutki takiego gospodarowania na finalnych odbiorców (także w sytuacjach funkcjono-wania cen urzędowych)5.

Występowały także inne niekorzystne zjawiska. Chęć wyeliminowania lub zapobieżenia im doprowadziła do zmian w odbieraniu monopoli w ówczesnym kształcie. Jako przykład negatywnych konsekwencji mogą tu słu-żyć kryzysy energetyczne oraz drastyczny wzrost cen paliw i energii (okres tzw. szoku naftowego z lat 70.). Nie bez znaczenia były także tezy o katastrofalnie eksploatowanych zasobach paliw konwencjonalnych, postrzeganie sektora energetycznego jako bariery wzrostu gospodarczego oraz braku skutecznych narzędzi służących ochro-nie interesów konsumentów. Zmiany, jakie wymuszał taki stan rzeczy, musiały być oparte na silnych i stabilnych fundamentach, wykorzystujących autorytet i zasoby instytucjonalne państwa.

Władze wielu państw zdecydowały się na odejście od sztywnego monopolu, wprowadzając tam, gdzie to możliwe, zasady konkurencji rynkowej. Tam, gdzie nie było i nie jest możliwe wdrożenie zasad rynkowych, zaczę-to wykorzystywać narzędzia i rozwiązania formalnoprawne, określone mianem regulacji. Regulacja z założenia ma stanowić substytut konkurencji w obszarach monopoli.

W obszarach podlegających regułom konkurencji efektywność przedsiębiorstw na nich występujących jest wymuszona przez chęć osiągnięcia określonych zysków. Osiągnięcie przewagi konkurencyjnej jest celem większo-ści podmiotów gospodarczych. Im szybciej zostanie ona osiągnięta, tym przedsiębiorstwo osiągnie większe zyski początkowe. Siłą rzeczy (w przypadku braku dalszego rozwoju) przewaga ta ulegnie likwidacji, a chęć utrzyma-nia się na rynku będzie skutkowała dzieleniem się z konsumentami wcześniej wypracowanymi zyskami. O efek-tywnej konkurencji można mówić wtedy, gdy żadna z firm nie jest w stanie uzyskiwać ponadprzeciętnych zysków(cen) bez utraty udziału w rynku, a jedyną możliwością osiągnięcia większych zysków jest redukcja kosztów. Idea takiego działania legła u podstaw demonopolizacji sektora energetycznego i wprowadzenia zasad konkurencji. Z oczywistych powodów nie można wprowadzić mechanizmów konkurencyjnych do całego sektora energetyczne-go. Nie ma bowiem racjonalnego i ekonomicznego uzasadnienia dopuszczanie do funkcjonowania wielu podmiotów dystrybuujących towar, jakim jest energia elektryczna, gdyż każde z tych przedsiębiorstw musiałoby tworzyć własną infrastrukturę sieciową, z czym związany byłby oczywisty rozrost kosztów funkcjonowania. Obszary, w których wprowadzane są zasady konkurencji (a więc ograniczana jest regulacja), to wytwarzanie i obrót energią elektrycz-ną. W przypadku przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej skuteczna ochrona konsumentów przed nieefektyw-nymi działaniami przedsiębiorstw może się odbywać jedynie z wykorzystaniem mechanizmów, na których straży stoi organ regulacyjny. Docelowym modelem sprawowania nadzoru nad obszarem energetyki jest zastosowanie połączonych mechanizmów rynkowych oraz regulacji obszarów objętych monopolem naturalnym.

4 Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 13.5 Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 13.


64

DOBÓR ZASAD A NIEZALEŻNOŚĆ REGULATORA Podstawową kwestią tworzenia systemu regulacji w państwie jest wyznaczenie ram działania ustawodaw-

cy przy konstruowaniu rozwiązań prawnych, tak aby system funkcjonował sprawnie i efektywnie.Dobrze opracowane i stosowane zasady regulacji mają przede wszystkim służyć osiąganiu takich celów,

jak:• ochrona odbiorców energii elektrycznej przed nieuzasadnionym, zawyżonym poziomem cen za świad-

czone usługi• stymulowanie przedsiębiorstw regulowanych do działań mających na celu racjonalizowanie kosztów

działalności, poprzez „wymuszanie” zwiększonej efektywności (działanie to przejawia się przede wszyst-kim na etapie zatwierdzania stawek opłat poprzez określanie modelowych kosztów działalności)

• zapewnienie odpowiedniego poziomu jakości energii elektrycznej i świadczonych usług• wpływ na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Dobrze funkcjonujący organ regulacyjny powinien przede wszystkim cechować się:• stabilnością podejmowanych działań i decyzji• obiektywizmem• przewidywalnością• przejrzystością.

Kierowanie się przez regulatora powyższymi zasadami może skutkować zwiększeniem zaufania do jego działań, zarówno ze strony uczestników systemu (odbiorcy, dostawcy), jak i tych podmiotów, które są zainte-resowane inwestycjami w sektor energetyczny. Dochowanie powyższych zasad jest w szczególności utrudnione z uwagi na to, iż w pewnych przypadkach mogą występować zakusy rządów do wpływania na decyzyjność organu regulacyjnego. W tym celu – jak to zostało wykazane powyżej – ustawodawcy poszczególnych krajów wprowa-dzają uregulowania służące jak najdalej posuniętej niezależności regulatora, aby zmienne czynniki polityczne nie miały na niego wpływu.

Problem niezależności regulatora jest wciąż przedmiotem dyskusji pomiędzy zainteresowanymi stronami. Nawet instytucje i środowiska głoszące oraz domagające się niezależności regulatora nie są do końca zgodne i przekonane, czy postulat ten jest możliwy do osiągnięcia. Rządy państw z dużą niechęcią wyzbywają się prawa do kontroli politycznej nad działaniami regulatorów, gdyż zdecydowana większość podejmowanych przez nich decyzji ma bezpośredni wpływ na społeczeństwo w postaci zwiększonych kosztów funkcjonowania. Wracając do meritum sprawy, należy zauważyć, iż w poszczególnych krajach, środowiskach i instytucjach istnieją rozbieżności co do samej zasady niezależności. Nie ma ściśle określonej wykładni tego pojęcia w stosunku do regulatorów, ale można wyróżnić elementy, które zdecydowanie powinny cechować działania regulatora, aby nie był posądzony o brak niezależności. Do działań tych zaliczyć należy:

• oddzielenie i uniezależnienie od czynników politycznych (sił rządzących)• zachowanie odpowiedniego dystansu do poszczególnych uczestników systemu, tj. przede wszystkim

konsumentów i przedsiębiorstw energetycznych• niezależność instytucjonalna, rozumiana jako wyodrębniony organ finansowany ze źródeł określonych

w ustawie (np. koncesje) przez uczestników systemu; pod tym pojęciem należy także rozumieć np. od-rębne zasady wynagradzania pracowników.

Z powodu dysproporcji w sile oddziaływania na siebie przedsiębiorstw energetycznych i klientów, regula-tor z założenia sprawuje zdecydowanie większy „nadzór” nad działaniami przedsiębiorstw energetycznych. Dzięki temu może realizować takie cele, jak:

• ochrona konsumentów przed niepożądanymi działaniami przedsiębiorstw energetycznych działających w ramach monopolu naturalnego

• promocja efektywności ekonomicznej w celu zmniejszenia oddziaływania kosztowego na ceny świad-czonych usług

• ochrona kapitału inwestorów (w szczególności prywatnych) przed wpływami decyzji polityczno-gospo-darczych rządów.

Regulacja przedsiębiorstw energetycznych jest procesem skomplikowanym z powodu wielu uwarunko-wań wewnętrznych (sektorowych) i zewnętrznych (politycznych). Trzeba zauważyć, iż naturalnym dążeniem ekip


65

rządzących jest umożliwienie sobie wpływania na decyzje regulatora, w szczególności gdy dotyczą one cen za świadczone usługi. Niejednokrotnie w historii chociażby regulacji polskiego sektora elektroenergetycznego wy-dawane przez regulatora decyzje nie były oparte wyłącznie na przesłankach ekonomicznych czy efektywnościo-wych, ale progospodarczych, dotyczących np. wpływu wzrostu cen energii i usług na ogólny poziom inflacji. Moż-na stwierdzić, że sztuczne zaniżanie cen i stawek za świadczone usługi wiązało się z określonymi konsekwencjami finansowymi dla regulowanych przedsiębiorstw. Ponieważ przedsiębiorstwa te były podmiotami państwowymi,działanie takie w pierwszej fazie regulacji nie niosło za sobą komplikacji w postaci spraw sądowych. Wraz z postę-pującą liberalizacją i prywatyzacją przedsiębiorstw należy się liczyć z możliwością braku przyzwolenia właścicieli przedsiębiorstw na działania, które z założenia będą miały charakter polityczny. Należy przy tym zaznaczyć, iż w rozwijającym się polskim systemie regulacji na przestrzeni ostatnich lat widać znaczące ograniczenie wpływów politycznych na podejmowane decyzje.

Zagwarantowanie przez państwo czytelnych zasad funkcjonowania regulatora, jego braku podatności na doraźne potrzeby polityczne, jest warunkiem koniecznym do przyciągnięcia prywatnych inwestorów, którzy nie będą obawiali się o losy poczynionych przez siebie inwestycji. Jest to tym bardziej obarczone ryzykiem, że in-westycje w sektor energetyczny są inwestycjami długoterminowymi, zarówno pod względem wykonawstwa, jak i eksploatacji. Jeśli inwestorzy poruszają się w stabilnym i jasnym otoczeniu regulacyjnym, ich decyzje obarczone są mniejszym ryzykiem, a koszt zaangażowanego kapitału jest zdecydowanie niższy.

Jednak z powodu na możliwości wystąpienia różnych zmian w otoczeniu, zarówno rynkowych, jak i tech-nologicznych, działania regulatora muszą być na nie czułe i wyważone.

W prawidłowo funkcjonującym systemie regulacyjnym powinny istnieć ograniczenia, zarówno czynników politycznych wpływających na regulatora, jak i samego organu regulacyjnego. Istotnym aspektem bowiem jest to, aby ramy działania regulatora i swoboda decyzyjna uniemożliwiały podejmowanie arbitralnych, niczym nie-ograniczonych i nieodwołalnych decyzji.

W związku z powyższym konieczne jest określenie pewnego rodzaju swobody decyzyjności regulatora. Zakres uprawnień regulatorów w poszczególnych krajach i obszarach regulacyjnych (sektorach gospodarki) się różni. Spotyka się systemy regulacyjne oparte na bardzo dużej swobodzie decyzyjnej regulatora, np. w USA, lub też takie, w których regulacje wdrażane są poprzez wiele unormowanych rozwiązań prawnych, ograniczających zakres swobody. Zdecydowana większość spotykanych rozwiązań regulacyjnych umiejscowiona jest pomiędzy skrajnymi przykładami.

Najważniejszym aspektem jest określenie swobody decyzyjnej poprzez wskazanie kompetencji poszczegól-nych instytucji, która zminimalizuje możliwość wystąpienia nadużyć. Naturalną konkluzją jest stwierdzenie, iż nie można powierzyć roli regulatora ministrom, gdyż w żaden sposób nie uniknie się wpływów polityki. Dodatkowo, z powodu stosowanych w większości krajów systemów wynagradzania służby publicznej, nie byłoby możliwości utrzymania wysoko wykwalifikowanej kadry specjalistów. Idealnym rozwiązaniem jest więc powołanie instytucjicharakteryzującej się autonomią instytucjonalną i po części finansową, z zagwarantowaną kadencyjnością urzę-du. Utworzenie niezależnego organu regulacyjnego (urzędu) jest utrudnione w państwach, które charakteryzują się małą tradycją niezależności instytucji publicznych.

Reasumując, gwarancją uznania regulatora jako instytucji silnej i wiarygodnej jest jego:• niezależność• odpowiednie odizolowanie od nacisków politycznych• określenie obiektywnych i jasnych zasad funkcjonowania• poddanie rygorom odwoławczym.

DWA BIEGUNY, CZYLI ANALIZA CZY PROGNOZA KOSZTÓWNajbardziej rozpowszechnionymi systemami regulacyjnymi, szeroko opisywanymi w literaturze i podlega-

jącymi wielu analizom, są:• system oparty na regulacji stopy zwrotu z kapitału, tzw. regulacja kosztowa• system oparty na określaniu pewnego pułapu cen wg formuły RPI – X, nazywany regulacją bodźcową6.

6 Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 26.


66

Źródeł metody regulacyjnej opartej na kosztach należy szukać w USA, gdzie system regulowania prywat-nych przedsiębiorstw energetycznych oparty jest na wieloletnich doświadczeniach. Specyfiką kultury przedsię-biorczości w Stanach Zjednoczonych jest przywiązanie i poszanowanie własności prywatnej oraz otoczenie jej szczególną ochroną. Ma to także odzwierciedlenie w założeniach funkcjonującego systemu regulacji, w którym to kluczową rolę odgrywa zasada wynagradzania zainwestowanego kapitału poprzez gwarancję zwrotu ponie-sionych nakładów oraz związaną z nią określoną stopę zwrotu, zachęcającą inwestorów do dalszej działalności, a także jej rozszerzania. Należy jednak zauważyć, iż takie bezkrytyczne zagwarantowanie właścicielowi określonej stopy zwrotu z kapitału nie do końca jest zgodne z przyjętym w większości krajów założeniem obrony odbior-ców przed nieuzasadnionym poziomem cen. W sytuacji, gdy właściciel ma zagwarantowany poziom przychodów (zysku), nie leży w jego interesie dbałość o zwiększanie poziomu efektywności przedsiębiorstwa. Sytuacja ta dotyczy zarówno kosztów działalności przedsiębiorstwa (koszty operacyjne), jak i poziomu nakładów inwestycyj-nych. W skrajnych przypadkach taka polityka regulacyjna może doprowadzić do znaczącego przeinwestowania i niepotrzebnego, ponadstandardowego podnoszenia norm jakościowych obsługi. Siłą rzeczy, taki układ powodu-je brak bodźców skłaniających przedsiębiorstwa do redukcji kosztów, a co za tym idzie generowania dodatkowej korzyści dla odbiorców w postaci spadku cen usług. Mimo że zyski danego przedsiębiorstwa nie przekraczają dozwolonej i zaakceptowanej przez regulatora wielkości, to w wyniku zagwarantowania przeniesienia prawie wszystkich kosztów działalności oraz braku wiedzy regulatora, jaki jest ich efektywny poziom, posiada on ogra-niczone możliwości egzekwowania ich redukcji. Brak wiedzy o poziomach efektywności przedsiębiorstw sektora powoduje, że regulator dodatkowo stoi przed problemem możliwości wystąpienia (w wyniku zbyt rygorystycznej polityki regulacyjnej) niedoinwestowania, a przez to obniżenia standardów jakościowych obsługi i bezpieczeń-stwa dostaw.

Ten rodzaj regulacji sprowadza się w istocie rzeczy do szczegółowego nadzoru nad kosztami i zyskiem przedsiębiorstw. Regulacja kosztowa wykorzystuje w swoich analizach informacje o rzeczywistych kosztach hi-storycznych i wymaga od regulatora ich wnikliwej weryfikacji.

Z założenia regulacja kosztowa zapewnia przedsiębiorstwu przenoszenie w cenach kosztów operacyjnych, amortyzacji i zwrotu z zaangażowanego kapitału. W przypadku wystąpienia zjawisk zewnętrznych, powodujących wzrost kosztów działalności, przedsiębiorstwo może wnioskować o podwyżkę. Mając na względzie wspomnia-ną wadę regulacji kosztowej, polegającą na braku dostatecznej wiedzy co do poziomu efektywności, regulator w celu wymuszenia jej poprawy stosował wyrywkowe kontrole, które miały dać odpowiedź co do zasadności inwestycji. W tym przypadku jednak nie do końca mógł wpływać na procesy inwestycyjne przedsiębiorstw, po-nieważ zawsze występuje tzw. asymetria informacyjna. Przedsiębiorstwo zawsze będzie stało na pozycji uprzywi-lejowanej co do wiedzy z zakresu polityki inwestycyjnej czy działalności operacyjnej. Regulator nigdy nie będzie posiadał takiej wiedzy o firmie i jej kosztach, jak zarządzający przedsiębiorstwem. Regulator, próbując wymusićna przedsiębiorstwie zwiększenie efektywności, może zastosować tzw. opóźnienie regulacyjne, polegające na jak najdłuższym odwlekaniu decyzji dotyczącej wzrostu cen. W takiej sytuacji przedsiębiorstwo, mając na uwa-dze pogarszający się z każdym dniem wynik, będzie samo dążyło do ograniczenia kosztów działalności. Można zaryzykować stwierdzenie, że regulacja kosztowa z wykorzystaniem mechanizmu opóźnienia regulacyjnego jest metodą prowadzącą w ostateczności do ograniczenia kosztów i poprawy efektywności. Należy jednak pamiętać, iż w przypadku zastosowania tego mechanizmu w stosunku do przedsiębiorstw efektywnych może to spowodo-wać osiągnięcie efektu odmiennego od zakładanego, tzn. pogorszenie warunków świadczonych usług, a w kon-sekwencji konieczność stosowania w późniejszym okresie ponadprzeciętnego wzrostu cen. Stosowanie metody opóźnienia regulacyjnego wymaga od regulatora dużego wyczucia chwili, w której podejmowane decyzje będą powodowały rzeczywiste pogorszenie się warunków działalności przedsiębiorstw.

Drugi z wymienionych na wstępie tego rozdziału systemów regulacji, tj. regulacja bodźcowa, powstał w wyniku analizy metody kosztowej i niekiedy nazywany jest ucywilizowaną formą opóźnień regulacyjnych. U podstaw tego systemu leży system zachęt i kar, które mają wymuszać na przedsiębiorstwach regulowanych zachowania oczekiwane przez regulatora.

W regulacji bodźcowej stosowanej w Polsce zasadniczym elementem jest stosowanie tzw. okresów regu-lacyjnych oraz rezygnacja z corocznej kontroli kosztów. Po upływie okresu regulacyjnego, trwającego minimum 3–5 lat, przeprowadzany jest tzw. przegląd regulacyjny. Na podstawie tego przeglądu określane są warunki brzegowe na następny okres regulacyjny. Szczegółowej kontroli podlegają w nim prognozy kosztów, projekcje przychodów, wielkości sprzedaży oraz dostaw energii i mocy. Po określeniu warunków brzegowych regulator


67

określa ścieżkę maksymalnych wzrostów (zmian) w kolejnych taryfach przedsiębiorstwa (w ramach okresu re-gulacyjnego). Warunkiem brzegowym przy określeniu tempa zmian jest formuła RPI – X, gdzie RPI to poziom inflacji (indeks wzrostu cen detalicznych), a X to zakładana (oczekiwana) przez regulatora poprawa efektywnościfunkcjonowania przedsiębiorstwa. Formuła ta nosi nazwę pułapu cenowego7.

Zasadniczą zaletą tej regulacji jest prawo przedsiębiorstwa do zachowania zysków z poprawy efektywności w poszczególnych okresach pomiędzy przeglądami regulacyjnymi. Wydłużenie okresu regulacji zwiększa dąże-nie przedsiębiorstw do poprawy efektywności. Dodatkowo korzyściami, jakie osiągnie przedsiębiorstwo poprzez zwiększenie efektywności, dzieli się ono z odbiorcami w następnym okresie regulacji. Nie byłoby bowiem żadnej zachęty ze strony regulatora, gdyby całość wypracowanego zysku była przenoszona na odbiorców. Przedsiębior-stwa nie miałyby bowiem żadnego interesu w poprawie efektywności działania.

Należy przy tym zaznaczyć, iż metoda ta wymaga także od regulatora prowadzenia ścisłej kontroli stan-dardów jakościowych, które teoretycznie mogłyby zostać obniżone poprzez pogoń przedsiębiorstw za obniżką kosztów działalności w celu osiągnięcia założonych zysków. Firmy energetyczne mogą bowiem skłaniać się do odsuwania w czasie inwestycji odtwarzających majątek. Może to skutkować obniżeniem bezpieczeństwa i nieza-wodności pracy sieci, co w związku ze specyfiką branży energetycznej może mieć katastrofalne skutki, zagraża-jące bezpieczeństwu obywateli. Jako przykład warto przytoczyć sytuację, która miała miejsce w Wielkiej Brytanii w drugiej połowie XIX wieku. Wówczas to bowiem konkurencja pomiędzy przedsiębiorstwami dystrybucji gazu – w samym Londynie było ich 14 – doprowadziła do absurdalnie niskich kosztów działalności. Ich obniżenie odbywało się oczywiście kosztem stanu technicznego infrastruktury sieciowej, co miało wpływ na znaczną liczbę śmiertelnych zatruć gazem. Na kanwie tych doświadczeń władze Anglii, a w późniejszym czasie także innych państw, zaczęły baczniej przyglądać się działalności monopoli naturalnych i ingerować w ich poczynania. Firmy komunalne zaczęły wypierać z rynku prywatne firmy. Można powiedzieć, że były to początki obecnej regulacjimonopoli.

Jak to zostało wcześniej zasygnalizowane, w metodzie regulacji pułapowej, po przeprowadzonym przeglą-dzie regulacyjnym, ustalany jest przez regulatora pułap przychodów, tzw. przychód regulowany, dla pierwszego roku regulacji. Określone zostają również współczynniki dla każdego następnego roku, według których przychód będzie indeksowany w kolejnych latach. W przeciwieństwie do metody zwrotu z kapitału, przedsiębiorstwo nie może dowolnie podnosić cen w przypadku ponoszenia zwiększonych kosztów działalności. Taki stan rzeczy im-plikuje konieczność podejmowania przez przedsiębiorstwo działań proefektywnościowych, w celu zapobieżenia negatywnym skutkom zmian kosztów. Dodatkowo, w związku z przyjęciem formuły RPI – X i zastosowaniem jej do wszystkich podmiotów, wszelkie zmiany uwarunkowań zewnętrznych działalności dotykają wszystkie fir-my działające na rynku. Kolejnym aspektem działającym na korzyść tej metody jest fakt, iż w sytuacji, gdy przedsiębiorstwo w okresie regulacyjnym dokona zdecydowanej poprawy efektywności i w konsekwencji tego obniży koszty działalności poniżej poziomu uznanego przez regulatora za uzasadniony, będzie czerpało z tego ponadprzeciętne zyski, które w całym okresie regulacji będą zachowane dla właściciela. Można powiedzieć, iż regulacja pułapowa wynagradza działania podejmowane w celu poprawy efektywności. Wysokość tzw. przy-chodu regulowanego określana jest na bazie uzasadnionych kosztów operacyjnych, amortyzacji oraz zwrotu z kapitału, a więc identycznie jak w przypadku regulacji kosztowej. Zasadniczą różnicą jest natomiast podejście do wysokości kosztów operacyjnych. W metodzie pułapowej nie są to bowiem każde koszty operacyjne, a mo-delowe koszty uzasadnione, czyli takie, które ponosiłoby w przyszłości hipotetyczne przedsiębiorstwo działające w sposób efektywny. Koszty uzasadnione są określane przez regulatora na podstawie danych historycznych oraz wypracowanych modeli ekonometrycznych, sprowadzających wszystkie przedsiębiorstwa do jednego pułapu, tj. umożliwiające ich porównywalność. Istotnym elementem regulacji pułapowej jest określenie długości okresu regulacyjnego, który ma istotny wpływ na motywację przedsiębiorstwa do obniżki kosztów oraz podział korzyści między odbiorców a właściciela. Oczywiste jest, że z punktu widzenia przedsiębiorstwa, którego kierownictwo widzi możliwość podjęcia działań mających na celu poprawę efektywności, najbardziej pożądane jest określenie jak najdłuższego okresu regulacji. W tym czasie bowiem przedsiębiorstwo będzie mogło czerpać korzyści z po-prawy efektywności i jednocześnie oddalać w czasie konieczność dzielenia się nimi z konsumentami.

W polskim systemie regulacyjnym to na prezesie URE spoczywa obowiązek określenia m.in. długości okre-su regulacyjnego. Do zakresu działania prezesa URE należy ustalanie:

7 Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 29.


68

• współczynników korekcyjnych, określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo da-nego rodzaju działalności gospodarczej

• okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych• wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału8.Głównym założeniem formuły pułapowej jest obniżenie zależności koszty – cena. Jednak trzeba mieć na

uwadze, że zbyt drastyczne zerwanie tych relacji może doprowadzić do dwóch skrajnych sytuacji, tj.:• gdy nastąpi niedopuszczalne pogorszenie sytuacji finansowej właścicieli, doprowadzając w konsekwen-

cji do zaniechania inwestycji • przedsiębiorstwa będą uzyskiwały nadmierne, niczym nieuzasadnione zyski, przez co regulator może

spotkać się z zarzutem braku należytej ochrony interesów odbiorców.Poszukiwania optymalnych rozwiązań regulacyjnych prowadzą do opracowywania różnych metod pośred-

nich. Taką metodą jest z pewnością metoda regulacji porównawczej, która opiera się na opracowaniu systemu miar i wskaźników umożliwiających porównanie ze sobą różnych firm z sektora i w efekcie odpowiednie wyzna-czenie zindywidualizowanych parametrów poprawy efektywności ich funkcjonowania9. Regulacja cen poprzez porównanie kosztów przedsiębiorstw, które ze sobą nie konkurują (brak wpływu magicznej ręki rynku), stanowi imitację konkurencji, bowiem zamiast klienta, który na rynku konkurencyjnym wybiera produkt tańszy (o tej samej jakości), przedsiębiorstwo otrzymuje cenę odgórnie. Do czasu, gdy przedsiębiorstwo nie dostosuje swoich kosztów do otrzymanej ceny, nie będzie generowało zysków dla właściciela.

BIBLIOGRAFIA

1. Dyrektywa 96/92/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej z dnia 19 grudnia 1996 r. w sprawie jednolitych zasad rynku energii elektrycznej, OJ EC Nr L 27, 30/01/1997, s. 20–29.

2. Dyrektywa 2003/54/WE dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca Dyrekty-wę 96/92/WE (Dz. Urz. WE L 176 z 15.07.2003).

3. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz. U. nr 93, poz. 623 z dnia 29 maja 2007 r. z późniejszymi zmianami.

4. Ustawa o ochronie konkurencji i konsumentów, Dz. U. z 2007 r., nr 50, poz. 331 z późniejszymi zmianami.5. Ustawa z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalności gospodarczej (Dz. U. nr 173, poz. 1807 ze zm.).6. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. nr 89, poz. 625 z późniejszymi zmiana-

mi).7. Baehr J., Stawicki E., Antczak J., Prawo energetyczne. Komentarz, Poznań 2001.8. Baehr J., Stawicki E., Antczak J., Prawo energetyczne. Komentarz, Zakamycze 2003.9. Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., Regulacja energetyki w Polsce, Warszawa – Toruń 2001.10. Praca pod redakcją dr A. Dobroczyńskiej, Energetyka w Unii Europejskiej, Biblioteka Regulatora, Warszawa 2003.

8 art. 23 ust. 2 pkt. 3 lit. a), b) i c) ustawy Prawo energetyczne.9 Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B., op. cit. s. 31.


69

www.actaenergetica.org

70

Autorzy / Biografie

Roman Partyka Gdańsk / Polska

Studia magisterskie ukończył w roku 1972 na Po-litechnice Gdańskiej. W roku 1987 uzyskał stopień doktora nauk technicznych, a w roku 2007 stopień doktora habilitowanego w dziedzinie elektrotechni-ka, również na Politechnice Gdańskiej. Pracuje w Katedrze Wysokich Napięć i Aparatów Elektrycz-nych Politechniki Gdańskiej. Badania naukowe związane są z elektroenergetyką, a zwłaszcza łukiem zwarciowym.

Roman Partyka / Politechnika GdańskaDaniel Kowalak / Politechnika Gdańska

Daniel Kowalak Gdańsk / Polska

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elek-trotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2006). Obecnie zatrudniony jest na macierzystej uczelni na stanowisku asystenta. Obszar zaintere-sowań naukowych to: technika wysokich napięć, fizyka plazmy, zwarcia łukowe i ochrona przed ichskutkami, elektryczny łuk łączeniowy i projektowa-nie aparatów elektrycznych.

71

StreszczenieW artykule zaprezentowano wyniki obliczeń indukcji

magnetycznej oraz sił elektrodynamicznych, działających na kolumny łuku podczas zwarć na szynach rozdzielnic średniego napięcia z izolacją powietrzną. Odstęp (w świe-tle) między szynami wynosił 120 mm, a spodziewane prądy zwarciowe od 4 kA do 8 kA. Przedstawiono też wyniki po-miarów średniej prędkości łuku zwarciowego w zależności od prądów oraz odległości między szynami. Wyznaczono i przedstawiono zależność zastępczej średnicy łuku od prą-du łuku. Na podstawie wyników obliczeń: sił elektrodyna-

micznych działających na łuk oraz zastępczej średnicy łuku, jak również – wyników pomiarów prędkości łuku, przedsta-wiono zależność współczynnika oporu aerodynamicznego łuku od prądu łuku. W podsumowaniu stwierdzono mię-dzy innymi możliwość zmiany kierunku ruchu łuku wskutek zmian kierunku sił elektrodynamicznych. Zwrócono uwagę na deformację kolumn łukowych i wzrost napięcia łuku, które powodują wzrost mocy łuku, a zatem większe skutki trójfazowych zwarć łukowych w rozdzielnicach.

Dynamika łuku zwarciowego przemieszczającego się wzdłuż szyn rozdzielnic wysokiego napięcia

DYNAMIKA ŁUKU ZWARCIOWEGO PRZEMIESZCZAJĄCEGO SIĘ WZDŁUŻ SZYN ROZDZIELNIC WYSOKIEGO NAPIĘCIA

dr hab. inż. Roman Partyka / Politechnika Gdańskamgr inż. Daniel Kowalak / Politechnika Gdańska

1. WSTĘPPodczas zwarć łukowych działanie elektrodynamiczne prądu powoduje przemieszczanie się łuku wzdłuż

szyn. Wskutek szybkiego nagrzewania powietrza przez łuk wewnątrz rozdzielnicy, wzrastające ciśnienie może stanowić zagrożenie dla drzwi i osłon rozdzielnic.

W rozdzielnicach osłoniętych z izolacją powietrzną skutki zwarć łukowych zależą od mocy łuku i czasu trwania zwarcia. Dlatego celowe jest minimalizowanie skutków cieplnych i elektrodynamicznych podczas zwarć łukowych, polegające przede wszystkim na skracaniu czasów trwania zwarć i ograniczaniu przemieszczania się łuku podczas jego wędrówki wzdłuż szyn.

2. INDUKCJA MAGNETYCZNA I SIŁY ELEKTRODYNAMICZNE MIĘDZY SZYNAMIW stanach ustalonych i w przebiegach wolnozmiennych

(1)

zaś indukcja magnetyczna

(2)

gdzie:

H – wektor natężenia pola magnetycznegoJ – wektor gęstości prąduA – potencjał wektorowy.

Siła wypadkowa działająca na element przewodnika o objętości Ω, znajdującego się w polu magnetycz-nym, wyraża się zależnością:

(3)

72

3. WYNIKI OBLICZEŃ INDUKCJI ORAZ SIŁ Analizie poddano płaski układ trzech szyn miedzianych o wymiarach przekroju poprzecznego 40x5 mm

i 40x10 mm oraz odstępie między szynami 120 mm. W obliczeniach uwzględniono prądy zwarć łukowych w za-kresie od 4 kA do 8 kA.

Na podstawie wcześniejszych badań stwierdzono, że podczas zwarcia łukowego trójfazowego na szynach ułożonych w jednej płaszczyźnie palą się dwa łuki – między fazą (szyną) środkową L2 a szynami zewnętrznymi L1 i L3 [2]. Wykorzystując zależności (1), (2) i (3), obliczono indukcję (rys. 1 i 2) oraz siły działające na łuk podczas zwarcia na szynach. Do obliczeń wykorzystano program Flex PDE v. 5.1.2 [1]. Przebieg siły wypadkowej, działa-jącej na kolumnę łukową L1-L2 przedstawiono na rys. 3, a zależność średniej siły wypadkowej Fyśr działającej na łuk L1-L2 (ułożony prostopadle do osi szyn) od prądu łuku IL przedstawiono na rys. 4.

Zakładając, że w chwili powstania zwarcia wartość prądu w fazie L2 jest równa 0, po czasie ok. 8 ms siła wypadkowa działająca na kolumnę łukową L1-L2 ma wartość minimalną, a łuk przemieszcza się w stronę źródła zasilania. Na łuk działają jednocześnie dwie siły: od prądów szyny L1 i łuku (siła skierowana od źródła zasila-nia) i od prądów szyny L2 i łuku L1-L2 (siła skierowana do źródła zasilania). Takie współdziałanie sił powoduje deformację łuku i znaczne jego wydłużenie (rys. 2). Dalej powoduje to wzrost napięcia łuku. Deformacja łuku i przesunięcie stóp łuku zwiększa siły jednostkowe (przeciwnie skierowane), działające na łuk w pobliżu stóp łuku (rys. 5, krzywa 2).

Rys. 1. Składowa zgodna z kierunkiem osi z indukcji Bez [T] (z = 0) podczas trójfazowego zwarcia łukowego – łuk L1-L2 prostopadły do osi szyn; t = ok. 8 ms, prąd łuku IL = 4 kA, szyny 40x5 mm, siła wypadkowa Fy = – 0,82 N (skierowana do źródła zasilania)


73

Rys. 3. Przebieg siły wypadkowej Fy działa-jącej na kolumnę L1-L2; prąd łuku IL = 4 kA, szyny 40x5 mm

Rys. 2. Składowa zgodna z kierunkiem osi z indukcji Bez [T] (z = 0) – łuk L1-L2 prze-sunięty; t = ok. 8 ms, siła wypadkowa Fy = –2,8 N, warunki jak na rys. 1

Rys. 4. Zależność średniej siły wypad-kowej Fyśr działającej na łuk L1-L2 od prądu łuku IL

Rys. 5. Zależność siły jednostkowej fy działającej na łuk L1-L2 od odległości x (od krawędzi szyny L2 w kierunku szyny L1); 1 – łuk wg rys. 1, 2 – łuk wg rys. 2, warunki jak na rys. 1

Rys. 6. Zależność pomierzonej średniej pręd-kości łuku vL wzdłuż trójfazowego płaskiego układu szyn od prądu łuku IL i odległości mię-dzy szynami d; 1 – d = 120 mm, 2 – d = 180 mm, 3 – d = 240 mm [2]


2

1,6

1,2

0,8

0,4

74

4. PRĘDKOŚĆ ŁUKUW analizie zjawisk towarzyszących zwarciom łukowym istotna jest prędkość przemieszczania się łuku

wzdłuż szyn. Prędkość ta zależy od prądów zwarciowych i odległości między szynami. Analiza prędkości jest szczególnie istotna przy krótkich czasach wyłączania zwarć z łukiem wędrującym, ponieważ przy tych samych prądach i odległościach między szynami moc i energia zwarcia łukowego będzie mniejsza w porównaniu z mocą i energią zwarć z łukiem stacjonarnym. Przy tych samych prądach i odległościach między szynami napięcie łuku wędrującego jest mniejsze od napięcia łuku stacjonarnego [2].

Na rys. 6 przedstawiono wyniki pomiarów prędkości łuku vL, w zależności od prądów zwarciowych IL przy różnych odległościach między szynami [2].

Zaobserwowano praktycznie proporcjonalną (w przybliżeniu liniową) zależność prędkości łuku vL od prądu IL. Istnieją metody analityczne, umożliwiające obliczanie prędkości łuku. Prędkość łuku może być definiowa-

na zależnością

(4)

gdzie:vL – prędkość łukukFL – współczynnik zależny od rodzaju zwarciacL – współczynnik oporu aerodynamicznego łukuFy – średnia siła oddziaływania elektrodynamicznego na łuk, np. na kolumnę łuku L1-L2AL. –zastępcze pole powierzchni kolumny łukowej jako rzut na płaszczyznę prostopadłą do osi szynρ – gęstość gazu.

Siła oddziaływania elektrodynamicznego łuku FL jest proporcjonalna do kwadratu prądu IL, a pole po-wierzchni AL zwiększa się ze wzrostem prądu IL. W obliczeniach należy też uwzględnić opór aerodynamiczny gazu wypełniającego rozdzielnicę, stawiany kolumnie łuku poruszającego się wzdłuż szyn. Do obliczenia prędkości łuku vL wg zależności (4) niezbędne są wartości wyszczególnionych współczynników i wielkości, które najczęściej są wyznaczane doświadczalnie. Zastępcze pole powierzchni AL wyznaczono na podstawie wyników obliczeń za-stępczej średnicy łuku dL. Według literatury [3] średnica łuku dL chłodzonego w otoczeniu gazu wynosi

(5)

gdzie:p – ciśnienie gazu, MPa; przyjęto p = 0,1 MPaIL – prąd łuku, Ak = 0, 4 × 10-2, m = 0,22÷0,27, n = 0,65

Rys. 7. Zależność zastępczej średnicy łuku dL od prądu łuku IL

Rys. 8. Zależność współczynnika oporu aerodynamicznego cL od prądu łuku IL


1,64

1,6

1,56

1,52

1,48

75

Zależność zastępczej średnicy łuku dL od prądu łuku przedstawiono na rys. 7.Wykorzystując wyniki pomiarów średniej prędkości łuku oraz wyniki obliczeń zastępczej średnicy kolumny

łuku, przekształcając zależność (4), przeprowadzono analizę zmian współczynnika oporu aerodynamicznego łuku cL. Zależność współczynnika cL od prądu łuku IL przedstawiono na rys. 8. W obliczeniach przyjęto: kFL = 0,8 oraz gęstość gazu ρ20 = 1,18 kg/m3.

5. PODSUMOWANIEWyniki obliczeń indukcji magnetycznej oraz sił elektrodynamicznych w warunkach łuku zwarciowego na

szynach rozdzielnic osłoniętych z izolacją powietrzną umożliwiają szerszą analizę prędkości przemieszczania się łuku wzdłuż szyn w zależności od parametrów łuku i konfiguracji szyn. Wykorzystując dodatkowo wyniki pomia-rów średniej prędkości łuku w układzie szyn płaskich, można obliczyć średnicę łuku oraz współczynnik charak-teryzujący jego opór aerodynamiczny. Przedstawiona wyżej analiza pozwala na sformułowanie następujących wniosków:

1. Podczas trójfazowych zwarć łukowych na szynach ułożonych w jednej płaszczyźnie prędkości prze-mieszczania się każdego z dwóch łuków (palących się między szyną środkową a zewnętrznymi) mogą się różnić z powodu działania sił elektrodynamicznych układu trójfazowego.

2. Siły elektrodynamiczne powodują deformację i wydłużanie łuku oraz wzrost napięcia łuku. To powoduje wzrost mocy łuku i powiększa skutki zwarcia w rozdzielnicach średniego napięcia.

3. Zmniejszanie się wartości współczynnika cL wraz ze wzrostem prądu IL może wskazywać na malejący wpływ zjawiska cofania się łuku na wypadkową prędkość łuku. Cofanie się łuku, czyli zmiana kierunku jego prze-mieszczania się wzdłuż szyn, wynika z oddziaływania sił elektrodynamicznych układu trójfazowego szyn.

Dokładna analiza ruchu łuku wzdłuż szyn umożliwia lepszą ocenę skutków zwarć łukowych w rozdzielni-cach i może się przyczynić do znacznego ograniczenia tych skutków, a tym samym zwiększyć niezawodność oraz bezpieczeństwo eksploatacji tych rozdzielnic.

BIBLIOGRAFIA

1. Flex PDE 5.1.2. User Guide. PDE Solution Inc. 2005.2. Partyka R., Badanie skutków zwarć łukowych w rozdzielnicach osłoniętych, Monografie 70, Politechnika Gdańska,

Gdańsk 2006.3. Ciok Z., Procesy łączeniowe w układach elektroenergetycznych, WNT Warszawa 1982.


76

Autorzy / Biografie

Michał Porzeziński / Politechnika GdańskaGrzegorz Redlarski / Politechnika Gdańska

Michał PorzezińskiGdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1992). Tam też uzyskał stopień doktora nauk technicznych (2001). Zatrudniony na stanowisku adiunkta. Głów-ne zainteresowania badawcze dotyczą obszarów: techniki mikroprocesorowej, systemów auto-matyki budynku oraz komputerowych systemów sterowania i nadzoru.

Grzegorz RedlarskiGdańsk / Polska

W 2000 roku ukończył Politechnikę Gdańską, Wydział Elektrotechniki i Automatyki, na którym w 2003 roku uzyskał stopień doktora w dyscypli-nie Elektrotechnika. Obecnie jest zatrudniony na stanowisku adiunkta, prowadzi badania naukowe z zakresu m.in.: synchronizacji obiektów elektro-energetycznych, niezawodności i wydajności trans-misji w sieciach komputerowych oraz zastosowań systemów komputerowych w technice.

77

Streszczenie

W artykule przedstawiono istotę niezawodności transmisji danych przesyłanych, w oparciu o zorientowa-ny bezpołączeniowo protokół komunikacyjny UDP, w elek-troenergetycznych systemach teletransmisyjnych, współ-pracujących z siecią Internet. Problematyka ta dotyczy szczególnie niewielkich (często bezobsługowych) obiektów elektroenergetycznych, w których proces monitorowania może być realizowany za pośrednictwem powszechnie do-

stępnej infrastruktury sieci Internet i odpowiedniego cen-trum monitorowania. Wskazano na najistotniejsze źródła błędów w procesie transmisji oraz możliwości częściowej ich eliminacji. Przedstawiono także opracowane i wykona-ne narzędzia diagnostyczne, metodologię i wyniki przepro-wadzonych badań oraz najistotniejsze, wynikające z tych badań wnioski.

NIEZAWODNOŚĆ TRANSMISJI DANYCH PROTOKOŁU UDP W ELEKTROENERGETYCZNYCH SYSTEMACH TELETRANSMISYJNYCH WSPÓŁPRACUJĄCYCH Z SIECIĄ INTERNET

dr inż. Michał Porzeziński / Politechnika Gdańskadr inż. Grzegorz Redlarski / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIEObserwowany rozwój nowoczesnych technik mikroprocesorowych i informatycznych systemów przetwa-

rzania danych na przestrzeni ostatnich lat związany jest bezpośrednio z rozwojem elektroenergetycznych sys-temów telekomunikacyjnych, opartych m.in. na technologii światłowodowej. Nowe rozwiązania znajdują wiele zastosowań praktycznych, począwszy od łączności w podsystemach telefonii stacjonarnej i mobilnej, poprzez transmisję danych w lokalnych sieciach komputerowych LAN (ang. Local Area Network), a skończywszy na pro-cesach transmisji urządzeń pomiarowych i telemechaniki. Odgrywają zatem kluczową rolę podczas sterowania pracą systemu elektroenergetycznego, szczególnie z zakresu regulacji pierwotnej i wtórnej, sterowania dyspo-zytorskiego i elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej [3]. Ponadto z łatwością są wykorzystywane do zadań monitorowania stanu wielu układów i urządzeń tworzących strukturę systemu elektroenergetycznego (SEE).

W strukturze elektroenergetycznego systemu teletransmisyjnego wyróżnić można dwa obszary sieci: szkieletowej SDH/ATM (ang. Synchronous Digital Hierarchy/Asynchronous Transfer Mode) i dostępowej PDH (ang. Plesiochronous Digital Hierarchy). Urządzenia sieci szkieletowej są instalowane w ważniejszych placów-kach SEE, takich jak rejony energetyczne czy centralna siedziba spółki, natomiast urządzenia sieci dostępowej są instalowane z reguły w stacjach i na posterunkach elektroenergetycznych. W obrębie sieci SDH/ATM stosuje się topologię fizyczną podwójnego pierścienia typu B-SHR, w tym rozwiązaniu połączenia fizyczne realizowanesą równoległymi liniami światłowodowymi, wbudowanymi w przewody odgromowe OPGW (ang. Optical Ground Wire). W obrębie takiej topologii fizycznej stosowanych jest wiele technologii (np. STM-1, STM-4, STM-16) i stan-dardów (np. łącza V.24, V.35, G.703) umożliwiających komunikację o różnych parametrach transmisji. W zakresie sieci PDH stosowane są rozmaite topologie fizyczne (np. magistrali, gwiazdy, siatki, pierścienia) oraz topologielogiczne (np. rozgłaszanie, przekazywanie tokena), które wspólnie odpowiadają za ciągłość i niezawodność pro-cesów komunikacji [1, 2, 3].

Infrastruktura teleinformatyczna systemu elektroenergetycznego i ciągły rozwój nowoczesnych technolo-gii, a także tendencje dążenia do zwiększania niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego skłaniają do poszukiwania coraz nowszych i skuteczniejszych rozwiązań z tego zakresu. Prowadzone w wielu ośrodkach prace badawcze koncentrują się na licznych ważnych procesach zachodzących w SEE, dążąc do jak najlepszej ich reali-zacji. Niewątpliwie jednym z takich procesów jest proces automatycznej synchronizacji, którego nieprawidłowy przebieg może być źródłem wielu poważnych konsekwencji, zarówno prawnych, społecznych, jak i finansowych. Poprawę niezawodności tego procesu można uzyskać m.in. przez zwiększanie niezawodności urządzeń realizują-cych funkcję synchronizacji, jakimi są układy automatycznej synchronizacji prądnic (UASP).

Niezawodność transmisji danych protokołu UDP w elektroenergetycznych systemach teletransmisyjnych współpracujących z siecią Internet

78

Nowoczesne UASP są zazwyczaj wysokiej klasy urządzeniami mikroprocesorowymi, a mimo to zdarza się, że ulegają rozmaitym awariom. Z kolei procesy diagnostyki tych urządzeń ograniczają się z reguły wyłącznie do tzw. przeglądów okresowych. Nie ma zatem możliwości ciągłego monitorowania ich aktualnego stanu, co byłoby możliwe po wyposażeniu UASP w odpowiednie oprogramowanie autodiagnostyczne, a czasem także interfejsy, umożliwiające współpracę z siecią komputerową. Wówczas informacja o stanie urządzenia mogłaby być bezpo-średnio przekazywana np. do aplikacji znajdującej się w centrum monitorowania. Takie działanie wymaga jednak przeprowadzenia badań i realizacji opracowań, m.in. z zakresu sposobu przesyłu informacji pomiędzy badanym urządzeniem a aplikacją z dostępem do sieci Internet. Niewątpliwie jedną z podstawowych kwestii, jaką należy rozwiązać w tym zakresie, jest wybór protokołu komunikacyjnego i określenie skuteczności jego funkcjonowa-nia.

Do transmisji danych w praktyce mogą być wykorzystywane różne protokoły komunikacyjne. Z uwagi na powszechność zastosowań, dwa spośród nich [5, 6]: TCP (ang. Transmission Control Protocol), którego format pokazano na rys. 1, i UDP (ang. User Datagram Protocol), którego format przedstawiono na rys. 2, zasługują na szczególną uwagę.

Adres portu źródłowego Adres portu docelowego Numer sekwencyjny

Numer potwierdzenia HLEN Zarezerwowane Bity kodu

Okno Suma kontrolna

Wskaźnik pilności Opcje

Uzupełnienie Dane...

Rys. 1. Format segmentu protokołu TCP

Adres portu źródłowego Adres portu docelowego Pole długości Suma kontrolna Dane...

Rys. 2. Format segmentu protokołu UDP

Definicje pól segmentów przedstawionych na rys. 1 i rys. 2 są następujące [1, 5, 6]:• numer portu źródłowego – określa port wywołania, który może być punktem inicjującym połączenie• numer portu docelowego – określa numer portu docelowego• numer sekwencyjny – określa kolejność danego segmentu w ciągu danych dostarczanych do odbiorcy• numer potwierdzenia – wskazuje na numer następnego, oczekiwanego oktetu danych• HLEN – określa liczbę 32-bitowych słów, jakie występują w nagłówku segmentu danych• zarezerwowane – pole z wpisaną wartością „0”• bity kodu – pole pełniące funkcje kontrolne (np. dotyczące sposobu konfiguracji i zakończenia danej sesji)• okno – pole warunkujące wielkość okna przesuwnego (w bajtach), jakie może zostać zaakceptowane

przez urządzenie• pole długości – określa w przypadku protokołu UDP długość pola danych• suma kontrolna – pole warunkujące poprawność transmisji danych, na podstawie określonego algoryt-

mu działania oraz informacji zawartych w polach nagłówka i danych• wskaźnik pilności – określa miejsce warunkujące koniec przesyłu ważnych danych• opcje – pole pozwalające zdefiniować maksymalny rozmiar segmentu TCP• dane – pole właściwych danych, przesyłanych za pomocą protokołu TCP lub UDP.Protokół TCP charakteryzuje się tym, że przed rozpoczęciem procesu transmisji ustanawia połączenie

z urządzeniem docelowym w ramach procesu zwanego uzgadnianiem trójetapowym (ang. Three-Way-Hand-shaking) [1] oraz dodatkowo zawiera mechanizmy gwarantujące niezawodność transmisji danych, tj. nume-ry sekwencyjne, numery potwierdzeń i okna przesuwne. Protokół UDP nie ustanawia połączenia z urządzeniem docelowym przed rozpoczęciem procesu transmisji i nie jest wyposażony w mechanizmy gwarantujące nieza-wodność. Stąd też w zorientowanym bezpołączeniowo protokole UDP konieczne jest zapewnienie odpowiedniego poziomu niezawodności transmisji na poziomie warstwy aplikacji. Natomiast, aby ten mechanizm był skuteczny i efektywny, konieczne jest oszacowanie prawdopodobieństwa występowania błędów transmisji i ich charakteru.

W praktyce często można spotkać sytuacje, kiedy do monitorowania stanu urządzeń pracujących na roz-proszonych obiektach elektroenergetycznych, o niewielkich mocach znamionowych, wykorzystuje się sieć Inter-


79

net. Ponadto, niejednokrotnie, z powodu dużego kosztu tworzenia i utrzymywania wydzielonej sieci, w pewnych sytuacjach (np. gdy nie jest krytyczna niezawodność transmisji danych w czasie rzeczywistym) uzasadnione może być wykorzystanie do komunikacji publicznej sieci Internet. Stąd też, jeśli uwzględnić wydajną i „zamkniętą”, a co za tym idzie, wysoce niezawodną strukturę teletransmisyjnej sieci elektroenergetycznej oraz konieczność trans-misji danych pomiędzy tą siecią a centrum monitorowania przez powszechnie dostępne łącza sieci Internet (rys. 3), to szczególnie celowe i uzasadnione jest przeprowadzenie badań niezawodnościowych w sieci Internet, jeśli nie jest znana droga transmisji lub mogą wystąpić różnorodne czynniki zakłócające jej właściwą pracę.


Rys. 3. Ogólny schemat współpracy teleinformatycznej sieci WAN systemu elektroenergetycznego z siecią Internet

2. ŹRÓDŁA BŁĘDÓW TRANSMISJI UDP I PRZYCZYNY ICH POWSTAWANIAPotencjalne błędy powodujące utratę danych protokołu UDP związane są przede wszystkim z błędami

przypadkowymi, powstającymi zwykle na poziomie warstwy fizycznej sieci komputerowej i z błędami urządzeńobsługujących wyższe warstwy protokołu. Na poziomie warstwy fizycznej sieci szczególnie istotną rolę odgry-wają zakłócenia typu EMI i RFI, niewłaściwe funkcjonowanie urządzeń wchodzących w skład danej sieci, będące często skutkiem źle zaprojektowanej topologii fizycznej sieci, uszkodzenia mechaniczne torów transmisyjnychoraz źródła powodujące awarie zasilania.

Przyczyn nieprawidłowo zaprojektowanej topologii fizycznej może być wiele, jednakże do najpoważniej-szych można zaliczyć: przekroczenie dopuszczalnych parametrów stosowanych mediów transmisyjnych (np. dłu-gości okablowania), nieprawidłową realizację połączeń kablowych (np. o zbyt dużej wartości impedancji przej-ścia), zbyt małą szerokość pasma transmisyjnego, czy stosowanie niewspółmiernych do wymagań urządzeń sieciowych. Czynniki te mogą stanowić przyczyny chociażby zwiększonej liczby kolizji w niejednej sieci, w efekcie czego może nastąpić nie tylko spadek wydajności sieci, ale również zwiększona utrata danych przesyłanych za pośrednictwem protokołu UDP [1, 2].

80

Uszkodzenia urządzeń sieciowych powodujące utratę transmisji często są związane z awariami interfej-sów komunikacyjnych oraz awariami zasilania. Przywrócenie zbieżności sieci w takim przypadku wymaga okre-ślonego czasu, niezbędnego np. na wyszukanie innej (sprawnej) drogi transmisji. Ponadto utrata pakietów IP w urządzeniach sieciowych, takich jak przełączniki i routery, może być wynikiem nadmiernego obciążenia spo-wodowanego dużą liczbą przesyłanych danych w krótkim przedziale czasu i związanego z tym przepełnienia się ich wewnętrznych buforów.

3. NARZĘDZIA DO MONITOROWANIA PRACY SIECIBadania niezawodności transmisji danych opartej na protokole UDP wymagają opracowania oprogramo-

wania, które pozwoli na rejestrację wybranych parametrów transmisyjnych, na podstawie których możliwa bę-dzie ocena określonego kanału transmisyjnego. Przykład takiego narzędzia stanowi opracowane i wykonane oprogramowanie o nazwie TestUdp, którego widok okien przedstawiono na rys. 4.

Rys. 4. Widok okien programu do monitorowania pracy sieci

Prezentowane oprogramowanie wykonano w dwóch wersjach. Pierwszej, która pozwala na wysyłanie kolej-nych segmentów z 10-sekundowym interwałem czasowym, oraz drugiej, w której w jednakowych odstępach czasu (ze zdefiniowanym przez operatora czasem przerwy) wysyłane są trzy segmenty zawierające tę samą informację.Oprogramowanie wymaga uruchomienia w punktach diagnostycznych, pomiędzy którymi zachodzi proces trans-misji danych. Jedna z aplikacji (Stacja A) pełni rolę hosta1 nadawczego (lokalnego), a druga (Stacja B) rolę hosta odbiorczego (zdalnego), który odsyła odebrane dane z powrotem do nadawcy. Konfiguracja oprogramowania wy-maga podania adresu IP hosta zdalnego oraz określenia numerów portów, które mają być wykorzystane w procesie transmisji. Liczba wysyłanych i odbieranych segmentów UDP wizualizowana jest w sposób ciągły w polach Send i Receive lub SndCnt, RcvCnt i RetCnt (w zależności od wersji oprogramowania). Szczegółowe informacje na temat uzyskanych wyników badań, tj.: czas transmisji, numer segmentu danych, opóźnienie transmisji oraz informacja na temat udanej lub nieudanej próby transmisji, gromadzone są w pliku tekstowym pełniącym rolę logu zdarzeń.

4. ANALIZA NIEZAWODNOŚCI TRANSMISJI UDP W SIECI INTERNETProwadząc badania, ograniczono się do kilku punktów węzłowych (rys. 5), pomiędzy którymi w różnych

przedziałach czasu ustanawiano proces wymiany danych protokołu UDP. Zakres badań podzielono na dwa etapy. W pierwszym badano niezawodność transmisji na podstawie pierwszej z opisanych wersji oprogramowania. Za sytuację prawidłową uznawano pojedynczą transmisję danych, po której segment wysłany osiągał miejsce docelowe. Wyniki takich badań, dla połączeń oznaczonych symbolami P-P 1 do P-P 7 na rys. 5, przedstawiono w tabeli 1.

1 W terminologii sieci komputerowych wyrażenie host odnosi się do urządzeń posiadających karę MAC, tzn. komputerów PC, terminali, serwerów itp.


81Niezawodność transmisji danych protokołu UDP w elektroenergetycznych systemach

teletransmisyjnych współpracujących z siecią Internet

Tab. 1. Wyniki analizy niezawodności transmisji danych opartej na protokole UDP

Nr połącze-nia (rys. 5)

Czas połączenia[hh:mm:ss]

Liczba danych

Liczba błędów (1/2/3/4/5)*

Liczba błędów [%]

Opóźnienie średnie [ms]

Opóźnieniemaks. [ms]

Opóźnienie min. [ms]

Informacja o węzłach

P-P 1 23:32:10 847410 (5/0/0/0/1)

0,12 0,056 47 10Sieć uczelniana – Sieć uczelniana

P-P 2 10:46:31 381738 (38/0/0/0/0)

0,99 2,003 4641 0Sieć uczelniana – TV sieć kablowa

P-P 3 07:08:40 259711 (3/0/1/0/1)

0, 42 186, 49 1829 31Neostrada TP – Neostrada TP

P-P 4 06:38:16 1969148 (118/12/2/0/0)

7,52 200,67 1482 15Sieć WiFi – Neostrada TP

P-P 5 02:07:31 7661 (1/0/0/0/0)

0,13 38,56 250 31Sieć uczelniana – Neostrada TP

P-P 6 50:17:31 18106149(142/2/1/0/0)

1,16 0,0612 78 0Sieć uczelniana – Neostrada TP

P-P 7 26:03:23 937454 (54/0/0/0/0)

0,58 52,84 3650 15Sieć WiFi – Neostrada TP

* Liczba błędów występujących kolejno po sobie: pojedynczych/podwójnych/potrójnych...

Na podstawie analizy wyników badań przedstawionych w tabeli 1 można stwierdzić, że mają one charak-ter losowy ze względu na wielkość opóźnienia transmisji i liczbę traconych segmentów UDP. Ponadto podczas wszystkich zrealizowanych procesów transmisji występuje zmienna liczba traconych danych UDP, która niewąt-pliwie zależy od aktualnego stanu łączy transmisyjnych. W różnych łączach występują także różne wartości opóźnień w procesach transmisji.

Uwzględniając powyższe czynniki, przeprowadzono dodatkowe badania z zakresu: zależności wielkości opóźnienia i liczby traconych segmentów danych, wpływu dodatkowo ustanawianych sesji transmisji z zakresu przesyłu tych samych segmentów danych na jakość transmisji oraz wpływu na jakość transmisji redundancji po-legającej na zwielokrotnieniu liczby wysyłanych segmentów danych, zawierających tę samą informację.

Pierwszy z omawianych aspektów odniesiono do procesu transmisji oznaczonego symbolem P-P 8 na rys. 5, a uzyskane wyniki przedstawiono na rys. 6.

Rys. 5. Mapa połączeń realizowanych podczas badań

82

Na podstawie rys. 6 można stwierdzić, że w godzinach zwiększonej aktywności na łączach (godziny pracy i pora wieczorna) występują większe opóźnienia w procesach transmisji. Ponadto w godzinach pracy (7:12––16:48) następuje znacznie mniejsza utrata danych (15 segmentów) niż poza tymi godzinami (37 segmentów). Analiza wyników pokazuje również, że większość błędów to błędy pojedyncze, związane najprawdopodobniej z przypadkową utratą danych. Należy się jednak liczyć również z możliwością występowania dłuższych przerw w funkcjonowaniu kanałów transmisyjnych, rzędu od kilkunastu do kilkudziesięciu sekund czy nawet minut.

Badając wpływ nadmiarowych kanałów (polegających na ustanawianiu dodatkowych sesji z zakresu prze-syłu tych samych segmentów danych) na jakość transmisji, ograniczono się do przykładowego łącza P-P 8.

Wyniki badań dla N = 1, 2, 3, 4 torów redundantnych przedstawiono w tabeli 2 (oznaczenia postaci i reprezentują największą liczbę błędów w seriach: dwóch spośród czterech ustanowionych torów transmisyjnych i trzech spośród czterech ustanowionych torów transmisyjnych).

Tab. 2. Wpływ redundancji kanałów przesyłowych na jakość procesu transmisji UDP

Liczba danych

Maksymalna liczba błędów transmisjiMaks. opóźnienie transmisji [ms]

N1 N2 N3 N4N1 N2 N3 N4

18106 149 20 6 4 94

Z uwagi na zaobserwowany losowy charakter błędów transmisji (tab. 2) można stwierdzić, że skuteczną metodą poprawy niezawodności transmisji UDP jest utworzenie redundantnych kanałów transmisyjnych oraz powtarzanie informacji w odpowiednio dobranych odstępach czasowych. Najsilniejsze oddziaływanie występuje po zastosowaniu tylko jednego dodatkowego kanału transmisyjnego, wówczas liczba błędów transmisji maleje niemal o rząd wielkości (z zaobserwowanych 149 dla pojedynczego kanału do 20 w sytuacji z pojedynczym torem nadmiarowym).

Badając wpływ redundancji polegającej na zwielokrotnieniu liczby wysyłanych danych zawierających tę samą informację, ograniczono się również do przykładu łącza P-P 8. Do badań w tym przypadku wykorzystano wersję oprogramowania, której istota polega na wysyłaniu – w każdym cyklu transmisyjnym – trzech segmentów danych zawierających tę samą informację i przyjęciu założenia o poprawności transmisji, jeśli choć jeden z wy-słanych segmentów osiągnie miejsce docelowe. Przerwa pomiędzy kolejnymi wysłanymi pakietami definiowanajest przez operatora w polu o nazwie „Przerwa”, zaś czas pomiędzy kolejnymi pakietami zawierającymi informacje w polu o nazwie „Nadawanie co” (patrz rys. 4). Wyniki przeprowadzonych badań zamieszczono w tabeli 3.

Rys. 6. Dobowa charak-terystyka czasów opóź-nienia transmisji i utraty danych UDP na przykła-dowym łączu w sieci In-ternet


C 2Ni N C 3Ni

N

83

Tab. 3. Wpływ redundancji przesyłanych segmentów na jakość procesu transmisji UDP

Nastawy programu i wyniki badań

Nadawanie / przerwa 10 s / 10 ms 10 s / 3 s 60 s / 10 ms 60 s / 3 s

Liczba danych 8655 8644 1438 1436

Liczba błędów 182 82 19 13

Liczba przerw transmisji 88 1 6 1

Zgodność pokrycia Pełna

Analizując dane zgromadzone w tabeli 3, można stwierdzić, że rozdzielenie w czasie redundantnych seg-mentów danych korzystnie wpływa na niezawodność procesu transmisji. W obu przebadanych transmisjach, tzn. dla czasów nadawania 10 s i 60 s oraz czasów przerwy wynoszących odpowiednio 10 ms i 3 s, liczba traconych segmentów danych jest mniejsza, kiedy czasy przerwy są dłuższe i wynoszą 3 s. Fakt ten spowodowany jest z reguły krótkotrwałymi zaburzeniami w kanale transmisyjnym, co oznacza, że jeśli kanał ten jest nieaktywny przez odpowiednio długi przedział czasu, to pomimo wysyłania trzech segmentów zawierających ten sam zestaw danych, w 10-ms odstępach czasu, nie osiągną one miejsca docelowego. Ponadto bardziej szczegółowa analiza danych zgromadzonych w logach programu pozwala dostrzec, że jeśli pojawiają się dłuższe przerwy nieaktywno-ści kanału transmisyjnego, to występują one w sposób jednakowy we wszystkich logach programu, a zwiększenie przerwy pomiędzy redundantnymi segmentami danych nie jest w stanie niczego zmienić. O stopniu zaistnienia takiej sytuacji świadczy umownie przyjęty w tabeli 3 parametr o nazwie „Zgodność pokrycia”. W rozpatrywanym przypadku długi czas nieaktywności kanału występował we wszystkich logach programu i trwał ok. 13 minut.

5. PODSUMOWANIERozwijająca się dynamicznie infrastruktura publicznej sieci Internet może we współpracy z teletransmi-

syjną siecią WAN, funkcjonującą w systemie elektroenergetycznym, stanowić podstawę budowy niedrogich sys-temów monitorowania obiektów, które są rozproszone na dużym obszarze geograficznym [4]. Przeprowadzoneprzez autorów badania pokazały, że:

• jakość transmisji danych w oparciu o standardowy protokół UDP w badanych sieciach jest wystarczająca do realizacji zadań diagnostyki i monitorowania, w których wymagany czas reakcji jest rzędu minut lub nawet godzin

• z uwagi na możliwość występowania losowych błędów transmisji celowe jest dążenie do stosowania dodatkowych metod skutecznie poprawiających niezawodność procesu transmisji, którymi przykładowo mogą być: tworzenie redundantnych kanałów transmisyjnych oraz wysyłanie nadmiarowych segmen-tów danych zawierających taki sam zestaw informacji, w odpowiednio dobranych odstępach czaso-wych

• zagadnieniem wymagającym odrębnego opracowania jest ochrona przesyłanej informacji i zabezpiecze-nie systemu przed sabotażem ze strony innych użytkowników sieci.

BIBLIOGRAFIA

1. Cisco Networking Academy program, CCNA 1 and 2 Companion Guide, 3rd Edition. Cisco Systems Inc., 2004.2. Cisco Networking Academy program CCNA 3 and 4 Companion Guide, 3rd Edition. Cisco Systems Inc., 2004.3. Poradnik inżyniera elektryka, tom III, rozdział 7, opracowany pod kierunkiem prof. Zbigniewa Szczerby, Wydawnic-

twa Naukowo-Techniczne, Warszawa 2005.4. Porzeziński M., Mazur L., Remote monitoring and control of technical systems using internet network technology,

Proceedings of the IEEE International Conference on Technologies for Homeland Security and Safety TEHOSS, Gdańsk 2005.

5. http://www.ietf.org/rfc/rfc0768.txt (marzec 2009).6. http://www.ietf.org/rfc/rfc0793.txt (marzec 2009).


84

Autorzy / Biografie

Zbigniew Szczerba Gdańsk / Polska

Dyplom inżyniera uzyskał w 1952 roku, cztery lata później dyplom magistra nauk technicznych, a w roku 1963 stopień doktora nauk technicznych na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej. W Instytucie Energetyki kierował m.in. utwo-rzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW, dla okrętownictwa do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowi-ły 75 proc. mocy krajowego systemu elektroener-getycznego. W roku 1972 został przeniesiony służbowo do Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu i powołany na stanowisko zastępcy dyrektora do spraw naukowych. W roku 1977 uzyskał stopień doktora habilitowane-go. Objął stanowisko kierownika Zakładu Elektro-energetyki na Wydziale Elektrycznym PG. Wkrótce uzyskał tytuł profesora nadzwyczajnego i dwukrot-nie wybrano go dziekanem tego wydziału. W latach 1987–90 pracował jako visiting-professor na Uniwersytecie Technicznym w Oranie (Algieria). Po powrocie do kraju zorganizował Katedrę Syste-mów Elektroenergetycznych na obecnym Wydziale Elektrotechniki i Automatyki. Od 1991 roku jest profesorem zwyczajnym Politechniki Gdańskiej. W latach 1990–1996 pełnił funkcję prorektora ds. nauki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 paten-tów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce.

Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

85

CZY LICZNIKI kvarh POWINNY BYĆ STOSOWANE?

prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

Spółki dystrybucyjne pobierają opłatę za dostawę mocy i „energii biernej” tylko w relacjach z wielkimi odbiorcami. Opłaty te – zależne od pobranej „energii biernej” i od średniego tgφ w ciągu miesiąca – są niepra-widłowe z punktu widzenia uzasadnienia kosztów ponoszonych przez dostawcę.

Po pierwsze: nie ujmują kosztów stałych Ks = f (QM). Gdzie QM – maksymalna wartość pobieranej mocy biernej.

Po drugie: , zwaną „energią bierną”, traktują analogicznie jak energię czynną.

W opłacie za dostawę energii czynnej koszty zmienne w danej strefie czasowej są z dużym przybliżeniemproporcjonalne do kosztów paliwa. Całkowanie w czasie jest więc w pełni uzasadnione. W przypadku kosztów związanych z dostawą, zmiennej w czasie i mocy biernej koszty zmienne wynikają głównie z kosztów strat. Spo-wodowane dostawą mocy biernej straty mocy czynnej, a więc koszty, nie są wcale proporcjonalne do dostarcza-nej mocy biernej.

Jeżeli straty mocy czynnej są spowodowane dostawą mocy biernej tylko do jednego wielkiego odbiorcy, to straty mocy czynnej są proporcjonalne do kwadratu składowej biernej prądu (nie do kwadratu mocy biernej) i nie są wcale proporcjonalne do pobieranej mocy biernej.

Koszt w określonym czasie T jest więc zależny od ,

a nie od , zwanej „energią bierną” (w kvarh).

Teoretycznie, z punktu widzenia kosztów, wiązanie opłat ze wskazaniami liczników kvarh jest obarczone tak podstawowymi, wielkimi błędami, że zupełnie nie ma uzasadnienia. Opłaty związane ze wskazaniami tych liczników mają jednak oddziaływanie dyscyplinujące odbiorców w kierunku unikania poboru mocy biernej.

Jeśli odbiorca (2) zostaje przyłączony do linii zasilającej innego, znacznie większego odbiorcy (1) – straty w linii zasilającej, spowodowane przepływem mocy biernej, będą proporcjonalne do kwadratu sumy składowych biernych prądów obu odbiorców. Przy zastosowaniu metody zbliżonej do obliczeń kosztów krańcowych, przyrost strat: .

Straty spowodowane przyrostem obciążenia linii, wywołanego poborem mocy biernej przez drugiego od-biorcę, są zależne nie tylko od kwadratu składowej biernej prądu pobieranego przez tego odbiorcę, lecz także od iloczynu składowych biernych prądów obu odbiorców. Całka z sumy tych zależności (w różny sposób zmiennych w czasie) nie ma żadnego związku z liczoną przez licznik kvarh całką z mocy biernej w czasie, zwaną potocznie „energią bierną”.

Jeżeli odrzucić metodę kosztów krańcowych i podzielić koszty proporcjonalnie (według założonego arbi-tralnie sposobu) pomiędzy obu odbiorców, to i w tym przypadku koszty zmienne będą zależne od całki z kwadratu

Streszczenie

Rozliczenia za dostawę lub pobór mocy biernej są określane na podstawie wskazań liczników kvarh. W artyku-le wykazano, że wskazania tych liczników nie mają związku z kosztami dostawy lub poboru mocy biernej. Na przykła-dach wykazano brak tych związków. Wykazano, że obecny stan techniki pomiarowej umożliwia zastosowanie liczników nowej generacji o algorytmach działania wiążących wskaza-nia z kosztami uzasadnionymi.

Czy liczniki kvarh powinny być stosowane?

86

sumy składowych biernych prądów obu odbiorców, a nie od sumy całek w czasie, z pobieranej przez nich mocy biernej.

Ponadto, przy zmierzonej przez licznik kvarh „energii biernej” pomija się fakt, że koszty zmienne (spowo-dowane stratami) są odwrotnie proporcjonalne do kwadratu napięcia, a nie do iloczynu napięcia i składowej bier-nej prądu. Dostawca mocy biernej, podwyższając (w dopuszczalnych granicach) napięcie, obniża swoje koszty zmienne, a licznik nadal całkuje iloczyn U × IQ.

Pewną korektę tych wad obecny sposób rozliczeń usiłuje skompensować przez wprowadzenie progu uza-leżnionego od średniego tgφ w ciągu miesiąca i progresję ceny w zależności od wartości tego tgφ.

PrzykładPorównuje się dwa proste pobory mocy u dwóch odbiorców zasilanych linią, w której występują straty.

W obu przypadkach wskazania liczników kvarh są jednakowe:A. Przebieg poboru mocy biernej przedstawiony na rys. 1.B. Przebieg poboru mocy biernej przedstawiony na rys. 2.

W obu poborach mocy wskazania liczników kvarh po czasie T – będą jednakowe: .

U odbiorcy A energia strat:

natomiast u odbiorcy B:

Również koszty stałe, w przypadku instalowania baterii kondensatorów, proporcjonalne do maksymalnej mocy biernej, będą wynosiły:

W przypadku A: C × QM = 0,1C, natomiast w przypadku B: C × QM = 1C

Przykład dowodzi, że wskazania ilościowe liczników kvarh nie mają związku ani z kosztami stałymi, ani z kosztami zmiennymi dostarczonej mocy biernej.

Jak wynika z wyżej przytoczonych rozważań, koszt dostawy mocy biernej w określonym przedziale czasu nie ma związku z dostawą mocy czynnej. Uzależnianie progów opłat od średniego tgφ nie ma żadnego uzasad-nienia w kosztach, pomimo że ma uzasadnienie działaniem „dyscyplinującym” odbiorców w celu zmniejszenia poboru mocy biernej.

Powyższe rozważania dowodzą, że wskazania liczników energii biernej (kvarh), zwyczajowo stosowane do rozliczeń za dostawę zmiennej w czasie mocy biernej, nie mają żadnego teoretycznego uzasadnienia. Nie dają one informacji o kosztach stałych i dają fałszywą informację o kosztach zmiennych.

Stosowanie liczników kvarh jest wynikiem przyzwyczajeń do stanu zastanego i rutyny, wynikających praw-dopodobnie z błędnej analogii do energii mierzonej przez liczniki kWh. Prawdopodobnie liczniki kvarh zaczęto stosować na początku XX wieku przez wspomnianą analogię do liczników energii czynnej, ale z powodu trudności

Rys. 1. Przypadek A, Q(t) Rys. 2. Przypadek B, Q(t)

Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

87

BIBLIOGRAFIA

konstrukcyjnych, wynikających z ówczesnego stanu techniki, nie opracowano liczników bardziej racjonalnie re-alizujących relacje koszt – cena.

WNIOSEKObecny poziom techniki pomiarowej umożliwia radykalną zmianę służącego do rozliczeń sposobu pomiaru

wartości tej usługi systemowej. Rozliczenie powinno być oparte na dwóch składnikach:

• Pomiarze maksymalnej mocy biernej w okresie obliczeniowym

• Składniku (lub zbliżonym) opisującym bardziej prawidłowo niż relację koszt – cena.

Pomiar maksymalnej mocy biernej w okresie obliczeniowym umożliwi ujęcie w opłatach uzasadnionych kosztów stałych, a pomiar (lub zbliżonego składnika) ujęcie uzasadnionych kosztów zmiennych.

Obecny stan techniki umożliwia opracowanie i dostawę odpowiednich urządzeń pomiarowych nowej gene-racji – liczników usług związanych z mocą bierną – w cenie umożliwiającej ich powszechne zastosowanie.

Zastąpienie liczników kvarh proponowanymi urządzeniami pomiarowymi nie sprawia żadnych trudności kon-strukcyjnych i aplikacyjnych. Wiele firm krajowych jest w stanie opracować i zaoferować je w krótkim terminie.

Operator systemu przesyłowego i koncerny elektroenergetyczne powinny doprowadzić sposób pomiaru usługi systemowej „moc bierna” do poziomu techniki XXI wieku.

W artykule przedstawiono istotny problem, wymagający uporządkowania w okresie unowocześniania me-chanizmów rynkowych w elektroenergetyce.

Szczerba Z., Czy pomiar „energii biernej” ma sens?, Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej 2000.

Czy liczniki kvarh powinny być stosowane?

88

Autorzy / Biografie

Aleksander KotKraków / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki, Au-tomatyki, Informatyki i Elektroniki AGH, uzyskując dyplom mgr. inż. (1997). Stopień naukowy doktora uzyskał na tym samym wydziale (2005). Obecnie zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego zawodowe zainteresowania lokują się w obszarach: analizy i estymacji stanu pracy sieci rozdzielczych, zagadnień optymalizacji na potrzeby projektowania i eksploatacji, metod sztucznej inteligencji, pro-gnozowania i planowania rozwoju sieci, systemów informatycznych w elektroenergetyce oraz rynku energii.

Aleksander Kot / Akademia Górniczo-Hutnicza w KrakowieWaldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Waldemar L. Szpyra Kraków / Polska

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

89

OPTYMALNA REGULACJA NAPIĘCIA W SIECIACH ROZDZIELCZYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA

dr inż. Aleksander Kot / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowiedr inż. Waldemar L. Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

1. WYMAGANIA DOTYCZĄCE ODCHYLEŃ NAPIĘCIAWymagania z zakresu odchyleń napięcia w sieciach elektroenergetycznych są zawarte w Rozporządzeniu

Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elek-troenergetycznego (Dz. U. nr 93 z dnia 29 maja 2007 r. poz. 623) [17], nazywanym w skrócie „rozporządzeniem systemowym”. Rozporządzenie to nakłada na operatorów sieci elektroenergetycznych obowiązek dotrzymywania ściśle określonych parametrów jakościowych dostarczonej energii. Z rozporządzenia wynika, że w sieci funkcjo-nującej bez zakłóceń, w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno się mieścić w przedziale odchyleń:

• dla podmiotów zaliczonych do I i II grupy przyłączeniowej, przyłączonych do sieci o napięciu znamio-nowym:

Un = 400 kV: +5% /–10%Un Un = 220 i Un = 110 kV: ±10%Un

• dla podmiotów zaliczonych do grup przyłączeniowych III÷V (zasilanych z sieci o napięciu niższym niż 110 kV) – w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno się mieścić w przedziale odchyleń ±10% napięcia znamionowego.

Przy czym dla podmiotów zaliczanych do I i II grupy przyłączeniowej – parametry jakościowe energii mogą być w całości lub w części zastąpione innymi parametrami jakościowymi, określonymi w umowie sprzeda-ży energii albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii.

Za niedotrzymanie standardów jakościowych dostarczanej energii dla odbiorców należących do III, IV i V grupy przyłączeniowej, określonych w rozporządzeniu systemowym [17], odbiorcy przysługują bonifikaty i upusty. Wysokość tych upustów określa się zgodnie z §37 Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z dnia 18 lipca 2007 r. nr 128 poz. 895) [16]. Oba rozporządzenia zostały wydane na podstawie delegacji za-wartych w ustawie Prawo energetyczne [21].

Wymienione wyżej akty prawne nie definiują pojęcia „sieć funkcjonująca bez zakłóceń”. Z kolei „Instrukcjaruchu i eksploatacji sieci przesyłowej” [4] definiuje zakłócenie jako: „Nieplanowane wyłączenie (wyłączenia)

Optymalna regulacja napięcia w sieciach rozdzielczych średniego napięcia

StreszczeniePrzepływ prądu przez elementy sieci powoduje po-

wstawanie spadków napięcia na tych elementach. W związku z tym, w celu zapewnienia odpowiedniego poziomu napię-cia u odbiorców energii elektrycznej konieczne jest stoso-wanie regulacji napięcia w sieciach elektroenergetycznych. W artykule podano wymagania odnośnie poziomu napięcia w sieciach elektroenergetycznych, omówiono wpływ regula-cji napięcia na straty w sieciach rozdzielczych, przedstawiono różne kryteria optymalizacji regulacji napięcia. W zależności od przyjętego kryterium wskazania odnośnie nastaw prze-kładni transformatorów oraz poziomu napięcia zasilającego sieć mogą być różne, a nawet przeciwstawne.

90

samoczynne lub ręczne albo niedotrzymanie oczekiwanych parametrów pracy elementów majątku sieciowego. Zakłócenie może zaistnieć z uszkodzeniem elementu majątku sieciowego lub bez uszkodzenia”.

Z przytoczonej definicji można wnioskować, że parametry jakościowe energii nie muszą być dotrzymane wukładach pracy sieci różnych od układu normalnego. Zatem obecnie obowiązujące regulacje prawne z zakresu wa-runków napięciowych w sieciach dystrybucyjnych są bardziej liberalne niż te, które obowiązywały przed ukazaniem się rozporządzenia systemowego z maja 2007 (w rozporządzeniach dotyczących funkcjonowania sieci elektroener-getycznych wydanych przed 2007 rokiem nie było zastrzeżenia o „sieci funkcjonującej bez zakłóceń”).

2. BILANS ODCHYLEŃ I SPADKÓW NAPIĘCIA Rozważa się sieć średniego napięcia zasilaną z jednej sekcji szyn średniego napięcia w stacji 110 kV/SN

(GPZ). Z jednej sekcji szyn SN zasilanych jest 6–10 linii. Każda linia zasila od kilku do kilkunastu stacji SN/nn, z których zasilane są obwody niskiego napięcia. Przykład drogi zasilania od GPZ do odbiorcy przyłączonego w punkcie k sieci niskiego napięcia z zaznaczonymi odchyleniami i spadkami napięcia pokazano na rys. 1.

Rys. 1. Odchylenia i spadki napięcia na drodze zasilania od GPZ do odbiorcy przyłączonego w punkcie k sieci nn. Oznaczenia: R – punkt rozcięcia sieci, ST – stacja transformatorowa SN/nn, pozostałe oznaczenia w tekście

Przy oznaczeniach jak na rys. 1 wielkość odchylenia napięcia δU w punkcie k sieci niskiego napięcia można określić z bilansu odchyleń i spadków napięcia wyrażonego zależnością:

(1)

w której: ΔUnn – spadek napięcia w sieci nn na drodze od stacji transformatorowej do punktu k; ΔUT – spadek napięcia na transformatorze SN/nn; δUzT – odchylenia napięcia wynikające z położenia przełącznika zaczepów do regulacji przekładni transformatora SN/nn; ΔUSN – spadek napięcia w sieci średniego napięcia; δUz – odchylenie od wartości znamionowej napięcia na szynach SN w punkcie zasilania sieci SN; Unn – napięcie znamionowe sieci nn; δUϑ – odchylenie napięcia wynikające z różnicy między stosunkiem napięć znamionowych transformatora a stosunkiem napięć znamionowych sieci:

(2)

przy czym: ϑnT – przekładnia znamionowa transformatora SN/nn; ϑnS – stosunek napięć znamionowych sieci SN i nn; UnG – napięcie znamionowe uzwojenia górnego napięcia transformatora SN/nn; UnD – napięcie znamionowe uzwojenia dolnego napięcia transformatora SN/nn; USN – napięcie znamionowe sieci SN.

Odchylenie napięcia w dowolnym punkcie sieci SN i nn musi się zawierać w granicach podanych w rozpo-rządzeniu systemowym, tj.:


91

(3)

W normalnym stanie pracy sieci maksymalne wartości odchylenia napięcia wystąpią w końcowych od-cinkach sieci nn, zasilanych z najbardziej obciążonych stacji SN/nn położonych daleko od punktu zasilania sieci (najczęściej w pobliżu punktu rozcięcia sieci). Minimalne odchylenia napięcia wystąpią natomiast w okresie mi-nimalnego obciążenia sieci na początku obwodów nn, zasilanych ze stacji SN/nn położonych w pobliżu GPZ.

Do oceny warunków napięciowych w sieciach rozdzielczych niezbędna jest znajomość wszystkich elemen-tów bilansu odchyleń i spadków napięcia (1). Na potrzeby analiz sieci rozdzielczych najczęściej buduje się modele odwzorowujące dokładnie parametry sieci od szyn średniego napięcia w GPZ do szyn niskiego napięcia w stacjach SN/nn. Nie modeluje się dokładnie sieci nn. Wynika to z bardzo dużej liczby i zróżnicowania obwodów tej sieci.

W praktyce, aby ocenić warunki pracy sieci, dokonuje się obliczeń rozpływu prądów i spadków napięcia w sieci SN. Dlatego celowe jest określenie granicznych wartości spadków napięcia, tj. takich, przy których istnie-jący system regulacji napięcia pozwoli utrzymać odchylenia napięcia u odbiorców w dopuszczalnym przedziale. Określenie dopuszczalnych spadków napięcia w sieci SN jest możliwe, gdy przyjmie się założenia odnośnie war-tości niektórych składników bilansu (1). Najczęściej zakłada się, że:

• możliwe jest wykorzystanie pełnego dozwolonego zakresu regulacji napięcia na szynach SN w punkcie zasilania sieci, co oznacza, że odchylenie napięcia zasilającego δUz może wynosić +10%Un (praktyka regulacyjna stosowana przez dystrybutorów często ogranicza poziom odchylenia napięcia zasilania sieci SN w GPZ do δUz = +5%Un – głównie ze względu na obecność większych odbiorców III grupy przyłą-czeniowej, posiadających własne stacje transformatorowe SN/nn)

• odchylenie napięcia wynikające z różnicy przekładni znamionowej transformatora SN/nn w stosunku do poziomów napięć sprzęganych sieci (δUϑ) zostanie skompensowane odpowiednią nastawą przełącznika zaczepów (δUzT)

• spadek napięcia na transformatorze SN/nn (ΔUT) zostanie obliczony przy wykorzystaniu znajomości przeciętnego obciążenia transformatorów w obwodzie oraz ich parametrów znamionowych

• sieci nn zaprojektowano zgodnie z wytycznymi zawartymi w [22] i można przyjąć, że spadki napięcia występujące w tych sieciach (ΔUnn) nie przekroczą wartości podanych w ostatniej kolumnie tabeli 1.

Tab. 1. Dopuszczalne spadki napięcia w liniach SN i nn wg wytycznych [22]

WyszczególnienieSieć SN w stanie

Sieć nnnormalnym zakłóceniowym

Miasta zasilane ze stacji 110 kV/SN zlokalizowanej na jego terenie

2% 4% 4,5%

Miasta zasilane z odległej stacji 110 kV/SN

8% 10% (3÷4,5)%

Wsie 8% 13% (7,5÷10)%

Odbiorcy przemysłowi zasilani z sieci rejonowej

8% 13% (3÷4,5)%

Spadek napięcia na transformatorze SN/nn można obliczyć z zależności:

(4)

gdzie: Sn – moc znamionowa transformatora [kVA]; S – obciążenie transformatora; cosφ – współczynnik mocy obciążenia transformatora; ur – składowa czynna napięcia zwarcia transformatora [%]; ux – składowa bier-na napięcia zwarcia transformatora [%]; przy czym:


92

(5)

(6)

w których: Pk – znamionowe straty mocy czynnej transformatora (straty stanu zwarcia) [kW]; uk – napięcie zwarcia transformatora [%].

W tabeli 2 zestawiono wartości spadków napięcia typowych transformatorów SN/nn, stosowanych w sie-ciach dystrybucyjnych w funkcji stopnia obciążenia S/Sn, przy współczynniku mocy cosφ = 0,9.

Tab. 2. Wartości spadku napięcia transformatorów 15,75/0, 4 kV w funkcji stopnia o bciążenia

Sn Pk uk Stopień obciążenia transformatora S/Sn

0,3 0, 4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

kVA kW [%] Spadek napięcia na transformatorze ΔUT [%]63 1,20 4,5 1,19 1,59 1,99 2,39 2,79 3,19 3,59

75 1,85 4,5 1,24 1,65 2,06 2, 48 2,89 3,31 3,72

100 1,75 4,5 1,19 1,59 1,98 2,38 2,78 3,18 3,58

160 2,25 4,5 1,05 1, 41 1,76 2,11 2, 47 2,82 3,18

200 3,90 4,5 0,94 1,26 1,57 1,89 2,20 2,52 2,84

250 3,00 4,5 0,99 1,33 1,66 1,99 2,33 2,66 3,00

400 4,25 4,5 0,91 1,21 1,51 1,82 2,12 2, 43 2,74

630 6,10 6 1,09 1, 46 1,83 2,20 2,58 2,95 3,32

Przeciętny stopień obciążenia w szczycie transformatorów w sieciach dystrybucyjnych wynosi około 40÷50% mocy znamionowej – oznacza to, że przeciętny spadek napięcia na transformatorach nie powinien prze-kraczać wartości 2%.

Zakładając, że: δUz = +10%; δUϑ = –5%; δUzT = +5%; ΔUT = –2%; ΔUnn = 10% oraz przyjmując dopusz-czalne odchylenie napięcia u odbiorców zasilanych z sieci nn, wynoszące δUdop = 10%, z bilansu odchyleń i spad-ków napięcia (1) wynika, że maksymalny spadek napięcia w sieci SN nie powinien być większy niż:

Wynika stąd, iż przy wykorzystaniu pełnego zakresu regulacji napięcia w GPZ można zapewnić wymagany poziom napięcia u odbiorców nn (przy spadku napięcia w sieci SN wynoszącym do około 7,5%).

3. ŚRODKI DO REGULACJI NAPIĘCIAOdchylenie napięcia w sieci nn można regulować:1) bezinwestycyjnie – wykorzystując możliwości regulacyjne transformatorów, tj.:a) zmianę napięcia zasilającego sieć średniego napięcia (SN) – regulacja napięcia na szynach SN w GPZ

– przez zmianę przekładni transformatora 110 kV/SN – pod obciążeniem w zakresie ±10% w ±8 stopniach lub ±16% w ±12 stopniach

b) zmianę przekładni transformatorów SN/nn – w stanie beznapięciowym – zakres regulacji zależy od roku budowy transformatora i wynosi: δUzT = –5%, 0%, +5% lub δUzT = –2,5%, 0%, +2,5%, +5%, +7,5%

2) inwestycyjnie – stosując dodatkowe środki techniczne zmniejszające spadek napięcia w sieci, tj.:c) instalując baterie kondensatorów do kompensacji mocy biernejd) instalując kondensatory szeregowe do kompensacji reaktancji liniie) instalując szeregowe autotransformatory regulacyjne (transformatory dodawcze)f) wyprowadzając nowe obwody z GPZ, przejmujące zasilanie części stacji SN/nng) skracając obwody sieci niskiego napięcia przez zagęszczenie (dobudowę) nowych stacji SN/nn.


= 10 – 5 + 5 – 2,5 – 10+10 = 7,5 [%]

93

Możliwości regulacji napięcia, wynikające z wymienionych wyżej środków, są ograniczone, ponieważ:a) podwyższenie napięcia zasilającego sieć SN jest ograniczone przez maksymalne dopuszczalne odchyle-

nie w górę napięcia [nierówność (3), a czasem również przez warunki zawarte w umowach z odbiorcami],b) regulacja przekładni transformatorów SN/nn wiąże się z wyłączeniami zasilania odbiorców i pociąga za

sobą koszty pracy ekipy dokonujące j przełączeń, w efekcie dokonywana jest rzadko (raz lub dwa razy w ciągu roku, czasem rzadziej). Ponadto podwyższenie napięcia znamionowego sieci niskiego napięcia dokonane w 2003 roku spowodowało wzrost niedopasowania przekładni transformatorów i stosunku napięć znamionowych sieci SN i nn – wartość δUϑ zmieniła się z +0,25% na –5% – w efekcie aż 5% zakresu regulacyjnego transformatorów SN/nn jest zużywane na skompensowanie skutków wzrostu napięcia w sieci nn

c) zastosowanie dodatkowych środków technicznych pozwalających na zmniejszenie spadków napięć wy-maga znacznych nakładów inwestycyjnych, które w praktyce rzadko mają szansę się zwrócić. Każda decyzja dotycząca zastosowania inwestycyjnych środków dla poprawy warunków napięciowych w sieci powinna być poprzedzona szczegółową analizą techniczno-ekonomiczną różnych wariantów rozwiązania problemu.

4. WPŁYW REGULACJI NAPIĘCIA NA STRATY W SIECIWpływ zmian napięcia na moc pobieraną z sieci opisują napięciowe charakterystyki statyczne pobieranej

mocy [1], [2], [9]. Przy małych odchyleniach napięcia od wartości znamionowej (±5%Un), zmiany mocy pobie-ranej z sieci liniowo zależą od napięcia i opisane są współczynnikami nachylenia napięciowych charakterystyk statycznych pobieranej mocy czynnej α i biernej β. Współczynniki te podają, o ile procent zmieni się moc czynna i bierna pobierana z sieci przy zmianie napięcia o jeden procent.

Moc czynną i bierną pobieraną z sieci przez odbiór przy napięciu rzeczywistym Ur można, według [2], ob-liczyć z przybliżonych zależności:

(7)

(8)

w których: Pr, Qr – odpowiednio moc czynna i bierna pobierana z sieci przy napięciu rzeczywistym Ur; Pn, Qn – odpowiednio moc czynna i bierna pobierana z sieci przy napięciu znamionowym; α, β – odpowiednio współczynnik nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej i biernej; Un – napięcie znamionowe; δU – względne odchylenie napięcia zasilającego odbiór od wartości znamionowej:

(9)

Wartości współczynników nachylenia napięciowych charakterystyk statycznych mocy czynnej pobieranej z sieci zestawiono w tabeli 3, a wartości współczynników nachylenia napięciowych charakterystyk statycznych mocy biernej w tabeli 4.

Tab. 3. Wartości współczynników nachylenia napięciowych charakterystyk statycznych pobieranej mocy czynnej α dla wybranych odbiorów

Rodzaj odbioru Źródło

Wartość współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej α w:

szczycie przedpołudniowym

szczycie wieczornym dolinie nocnej

Duże miasta łącznie z drobnym przemysłem [2] 0,90÷1,20 1,50÷1,70 1,50÷1,60Małe miasta łącznie z drobnym przemysłem [2] 0,60÷0,70 1, 40÷1,60 1, 40÷1,60

Osiedla wiejskie [2] 0,50÷0,68 1,50÷1,60 1,50÷1,60

Sieć 20 kV w ZE X [1] 1,20 1, 46 –

Sieć 15 kV w ZE Y [9] 1,15 2,25 0,95


94

Tab. 4. Wartości współczynników nachylenia napięciowych charakterystyk statycznych pobieranej mocy biernej β dla wybranych odbiorów, przy odchyleniach napięcia w zakresie ±5%Un

Rodzaj odbioru Źródło

Wartość współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy biernej β w okresie

przedpołudniowym wieczornym nocnym

Duże miasta łącznie z drobnym przemy-słem

[2] 3,00 2,60 3,10

Małe miasta łącznie z drobnym przemy-słem

[2] 3,00 2,60 3,10

Osiedla wiejskie: cosφ ≥ 0,85 0,80 ≤ cosφ < 0,85 0,70 ≤ cosφ < 0,80 cosφ < 0,70

[2]

2,302,502,803,10

2,60 3,10

Sieć 20 kV w ZE X [1] 2,85 4,14 –

Sieć 15 kV w ZE Y [9] 5,95 2,60 2,30

Wpływ zmian napięcia zasilającego obwód i przekładni transformatora na moc i energię pobieraną z sieci oraz na straty mocy można prześledzić na przykładzie prostego obwodu sieci SN, składającego się z linii SN, transformatora SN/nn i odbioru niskiego napięcia. Obwód i jego schemat zastępczy pokazano na rys. 2.

Napięcie na zaciskach odbioru można zmieniać, zmieniając napięcie zasilające Uz i/lub przekładnię trans-formatora ϑT . Możliwe są różne kombinacje zmian napięcia zasilającego i przekładni transformatora. Poniżej zostaną rozważone dwa skrajne przypadki zmian:

a) zmiana napięcia zasilającego Uz przy jednoczesnej zmianie przekładni δUzT , tak by napięcie na zaciskach odbioru Uo pozostało niezmienione

b) zmiana napięcia zasilającego Uz przy niezmienionej przekładni δUzT – zmieni się napięcie na zaciskach odbioru Uo.

Rys. 2. Obwód sieci SN i jego schemat zastępczy

4.1. Regulacja napięcia zasilającego z jednoczesną zmianą przekładni transformatoraPrzy jednoczesnej zmianie napięcia zasilającego obwód i zmianie przekładni transformatora, tak by na-

pięcie na zaciskach odbioru pozostało stałe Uo = const – moc (i energia) pobierana z sieci przez odbiór się nie zmieni. Zmienią się natomiast:

• prąd w linii zasilającej – odwrotnie proporcjonalnie do zmiany napięcia• straty mocy biegu jałowego transformatora – proporcjonalnie do kwadratu zmiany napięcia.Zmiana prądu spowoduje zmianę podłużnych strat mocy w obwodzie – proporcjonalną do kwadratu tej

zmiany. Zmienią się też straty mocy i energii w obwodzie. Kierunek zmiany strat zależy w tym przypadku od kie-runku zmiany napięcia oraz od obciążenia obwodu i ilości przesyłanej energii.


95

Przykład 1. Dla układu przesyłowego jak na rys. 2 wykonano obliczenia strat energii w trzech wariantach różniących się napięciem zasilania linii Uz oraz położeniem przełącznika zaczepów regulacyjnych transformato-ra:

Wariant „Un”: Uz = Un = 15,0 kV, przełącznik zaczepów w pozycji δUzT = 0%,Wariant „1,05Un”: Uz = 1,05Un = 15,75 kV, przełącznik zaczepów w pozycji δUzT = – 5%,Wariant „0,95Un”: Uz = 0,95Un = 14,25 kV, przełącznik zaczepów w pozycji δUzT = +5%.Przy tak dobranym napięciu zasilającym linię i położeniu przełącznika zaczepów transformatora napięcie na

zaciskach odbioru jest takie samo w każdym z wariantów. Dla każdego wariantu wykonano obliczenia dla linii o dłu-gości l1 = 1 km i trzech wartości czasu wykorzystania mocy szczytowej, tj.: Ts = 3 000; 4 000; 5 000 h/a, którym odpowiadają następujące czasy trwania strat maksymalnych: τ = 1 670; 2 580; 3 560 h/a. Obciążenie transforma-tora zmieniano w zakresie 25÷625 kW przy cosφ = 0,94. Parametry transformatora: moc Sn = 630 kVA, przekładnia znamionowa ϑn = 15,0/0, 4 kV, znamionowe straty obciążeniowe Pk = 6,1 kW, w żelazie P0 = 0,97 kW, napięcie zwarcia uk = 6%, prąd stanu jałowego io = 1%. Parametry linii: rezystancja jednostkowa R0 = 1,227 Ω/km, reaktancja jednostkowa X0 = 0,398 Ω/km.

Wyniki obliczeń pokazano na rys. 3 w postaci wykresów przedstawiających względną zmianę strat ener-gii w układzie przesyłowym w funkcji stopnia obciążenia transformatora. Jako punkt odniesienia przyjęto stra-ty energii w układzie (odpowiadające danemu obciążeniu), obliczone przy zerowym odchyleniu napięcia (wa-riant „Un”).

Rys. 3. Względna zmiana strat energii w funkcji stopnia obciążenia transformatora przy jednoczesnej zmianie napięcia zasilającego i przekładni transformatora

Z wykresów tych wynika, że w sytuacji, gdy transformator jest słabo obciążony, podwyższenie napięcia za-silającego linię, przy jednoczesnym takim samym względnym zwiększeniu przekładni transformatora, spowoduje wzrost strat energii w układzie. Wzrost strat będzie tym większy, im mniejsze jest obciążenie transformatora i im krótszy jest czas użytkowania mocy szczytowej. Dla przykładu w wyniku wzrostu napięcia zasilającego linię i przekładni transformatora o 5%, przy obciążeniu transformatora mocą So = 30% Sn i czasie użytkowania mocy szczytowej Ts = 3 000 h/a, straty energii wzrosną o niecałe 8,5%, a przy czasie Ts = 5 000 h/a o ok. 6,5%. Ze wzrostem obciążenia transformatora względne zmiany strat stają się coraz mniejsze (gdy stopień obciążenia trans-formatora wzrośnie powyżej określonej wartości, kierunek zmiany strat zmienia znak na przeciwny, tj. straty maleją przy podwyższeniu napięcia).

Na podstawie wykresów z rys. 3 można stwierdzić, że w przypadku regulacji polegającej na jednocze-snej zmianie napięcia zasilającego i przekładni transformatora, kierunek zmiany strat energii w układzie zależy przede wszystkim od obciążenia układu oraz czasu użytkowania mocy szczytowej. Przy małych obciążeniach i krótkich czasach wykorzystania mocy szczytowej, w celu zmniejszenia strat należałoby obniżać napięcie zasi-lające i jednocześnie zmniejszać przekładnię transformatora. Natomiast przy dużych obciążeniach i długich cza-sach użytkowania mocy szczytowej należałoby podwyższać napięcie zasilające oraz przekładnię transformatora.


96

Z porównania wyników obliczeń dla dwóch długości linii wynika z kolei, że w przypadku dłuższej linii zmniejszenie strat następuje przy mniejszym obciążeniu transformatora – jest to efekt wpływu wzrostu spadku napięcia na straty jałowe w transformatorze.

Na rys. 4 pokazano zakres wartości współczynnika mocy cosφ odbioru w zależności od wartości współ-czynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej α, przy którym podłużne straty mocy w obwodzie maleją ze wzrostem napięcia. Wykresy wykonano dla trzech wartości współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy biernej β. Wykresy te zostały skonstruowane tak, że gdy punkt przecięcia prostej odpowiadającej wartości współczynnika mocy odbioru cosφ z prostą odpo-wiadającą wartości współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej α leży powyżej krzywej odpowiadającej wartości współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy biernej β, wówczas podłużne straty mocy w obwodzie będą maleć ze wzrostem napięcia.

Rys. 4. Zakresy wartości współczynnika mocy odbioru cosφ w funkcji współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobie-ranej mocy czynnej α, przy których podłużne straty mocy czynnej maleją wraz ze wzrostem napięcia

Z tab. 3 wynika z kolei, że współczynnik nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej α jest mniejszy od jedności w zasadzie tylko w okresie szczytu przedpołudniowego, kiedy wartości współczynnika mocy pobieranej z sieci są niskie (wartości współczynnika mocy cosφ w sieci SN podano w tabeli 5). W praktyce oznacza to, że sytuacje, w których wzrost napięcia zasilającego odbiory spowoduje zmniejszenie podłużnych (obciążeniowych) strat mocy w sieci, będą bardzo rzadkie.

Tab. 5. Wartości współczynnika mocy cosφ w sieci SN w różnych okresach roku, dniach i porach doby [15]

Rodzaj sieci Pora roku (dzień)Wartość współczynnika mocy cosφ

przed południem wieczór w nocy

Sieć zasilająca duże miastozima (roboczy) 0,86 0,89 0,77

lato (roboczy) 0,74÷0,80 0,74÷0,80 0,63

Sieć zasilająca tereny wiejskie

zima (roboczy 0,50÷0,70 0,98 0,98

lato (roboczy) 0,52÷0,67 0,78÷0,98 0,90÷0,98

lato (niedziela) 0,88 0,98 0,78÷0,93

Na ogół wzrostowi napięcia zasilającego towarzyszy wzrost podłużnych strat mocy w obwodzie. Jedynie przy wysokich wartościach współczynnika mocy cosφ, w tych okresach doby, w których wartość współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej α < 1, podłużne straty mocy mogą ulec zmniejszeniu przy podwyższeniu napięcia zasilającego. Przy wartościach współczynnika α ≥ 1 podłużne straty mocy będą zawsze rosły wraz ze wzrostem napięcia na zaciskach odbioru (bo współczynnik α jest zawsze większy od 1).

Ze względu na to, że wartość współczynnika nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej α jest zawsze większa od zera, wzrostowi napięcia zasilającego odbiory zawsze będzie towarzyszył wzrost mocy czynnej pobieranej przez te odbiory. W większości przypadków (z wyłączeniem odbiorów, które dla


97

realizacji procesu technologicznego wymagają dostarczenia stałej ilości energii) wzrasta również ilość energii pobieranej z sieci przez odbiory.

4.2. Regulacja napięcia zasilającego bez zmiany przekładni transformatoraGdy zmianie napięcia zasilającego nie towarzyszy jednoczesna zmiana przekładni transformatora, wówczas

zmienia się napięcie na zaciskach odbiornika. Względna zmiana napięcia zasilającego obwód o δU spowoduje praktycznie taką samą względną zmianę napięcia na zaciskach transformatora oraz na zaciskach odbioru. W efek-cie tego nastąpi zmiana:

• mocy czynnej i biernej pobieranej przez odbiór z sieci – zgodnie z napięciowymi charakterystykami sta-tycznymi pobieranej mocy

• energii pobieranej przez odbiór z sieci• strat mocy biegu jałowego transformatora.Wraz ze zmianą mocy pobieranej przez odbiór zmieni się prąd w obwodzie, a więc i podłużne straty mocy

czynnej. Kierunek zmiany łącznych strat mocy w obwodzie zależy od współczynnika mocy odbioru, stopnia ob-ciążenia transformatora oraz od okresu doby.

Przykład 2. Dla układu przesyłowego jak w przykładzie 1 wykonano obliczenia zmian mocy i energii po-bieranej z sieci, strat mocy i energii w układzie przy znamionowej przekładni transformatora dla trzech wartości napięcia zasilającego linię (takich samych jak w przykładzie 1). Pozostałe parametry obliczeń przyjęto takie same jak w przykładzie 1.

Na rys. 5 pokazano względne zmiany strat energii, przyjmując za podstawę straty energii przy napięciu znamionowym (wariant „Un”).

Rys. 5. Względna zmiana strat energii w układzie przesyłowym z rys. 2 w funkcji stopnia obciążenia transformatora przy zmianie napięcia zasilającego Uz o ± 5% i stałej przekładni transformatora δUzT = 0

Z rys. 5 wynika, że zwiększenie napięcia zasilającego o 5% spowoduje wzrost strat mocy i energii o ponad 10%, natomiast obniżenie napięcia o 5% spowoduje zmniejszenie strat mocy i energii o prawie 10%.

4.3. WnioskiZ przedstawionych wyżej rozważań wynika, że:1) Regulacja napięcia w sieci rozdzielczej wpływa zarówno na straty mocy i energii w sieci, jak i na pobór

mocy i energii z tej sieci, a tym samym na koszty i przychody spółki.2) W skrajnym przypadku regulacja napięcia, powodująca zmniejszenie strat mocy i energii, może spowo-

dować zmniejszenie ilości energii pobieranej przez odbiorców, a tym samym zmniejszenie przychodów z opłat przesyłowych.

Należy tu zaznaczyć, że przykład został specjalnie tak dobrany, by można było zaobserwować charakter zachodzących zmian. W rzeczywistych obwodach sieci, zasilających większą liczbę stacji obciążonych w różnym stopniu i przy różnych czasach wykorzystania mocy szczytowej, sytuacja nie jest tak jednoznaczna i określenie


98

poziomu napięcia zasilającego oraz nastaw przekładni transformatorów SN/nn najwłaściwszych z punktu widze-nia strat wymaga wykonania obliczeń optymalizacyjnych.

5. OPTYMALNA REGULACJA NAPIĘCIAZasadniczym zadaniem regulacji napięcia jest utrzymanie odchyleń napięcia w każdym punkcie sieci SN

i nn w dopuszczalnym przedziale. Przy okazji realizacji tego zadania można dokonać optymalizacji poziomów napięcia w tej sieci.

Rozwiązanie zadania optymalnej regulacji napięcia sprowadza się do znalezienia takich wartości napięć na szynach SN w stacji 110 kV/SN zasilającej sieć oraz nastaw przekładni wszystkich transformatorów SN/nn zasi-lanych z tej sieci, przy których funkcja celu określonego kryterium jakości regulacji osiąga wartość optymalną, a jednocześnie spełnione są warunki ograniczające, wynikające z dopuszczalnych wartości odchyleń napięcia oraz możliwości technicznych realizacji regulacji (np. zakres regulacji przekładni). Liczba szukanych wartości napięć na szynach SN zależy od liczby rozważanych stref czasowych doby. Nastawy zaczepów transformatorów SN/nn dobie-ra się jednakowe dla wszystkich stref czasowych w analizowanym okresie czasu. Obliczenia wykonuje się dla okresu całego roku albo oddzielnie dla poszczególnych sezonów, np. jesienno-zimowego i wiosenno-letniego.

Rozwiązaniem zadania optymalnej regulacji napięcia dla sieci zasilającej n transformatorów SN/nn w okresie T, składającym się z r przedziałów czasu, jest wektor określający nastawy zaczepów wszystkich trans-formatorów SN/nn analizowanej sieci oraz zawierający informacje o właściwych poziomach napięcia zasilania sieci w GPZ, przy którym funkcja celu przyjętego kryterium optymalności osiąga wartość ekstremalną:

(10)

gdzie: δUzTi – odchylenie napięcia związane z położeniem zaczepu regulacyjnego transformatora SN/nn w i-tej stacji; δUzp – odchylenie napięcia na szynach SN w GPZ związane z położeniem zaczepu regulacyjnego transformatora 110 kV/SN w przedziale czasu p.

Gdyby założyć optymalizację w okresie roku z rozdzielczością godzinową, to liczba poziomów napięcia za-silania w GPZ, które należałoby określić, byłaby bardzo duża i wynosiłaby r = 8 760. Zatem wektor (10) byłyby bardzo długi, a zadanie trudne do rozwiązania. Stąd wynika potrzeba jego dekompozycji.

Dekompozycja zadania polega na podziale zbioru stanów godzinowych na niewielką liczbę podzbiorów zwanych strefami, w ramach których przyjmuje się stały poziom napięcia zasilającego w GPZ. Odpowiada to przy-jęciu przedziałów obciążenia sieci, dla których napięcie zasilania w GPZ pozostaje niezmienne. Zwykle przyjmuje się kilka (4–6) takich stref. Wtedy wektor rozwiązania przyjmuje postać:

(11)

przy czym s – liczba stref czasowych, s << r.

5.1. Kryteria optymalnej regulacji napięciaMożliwe jest sformułowanie wielu różnych kryteriów optymalnej regulacji napięcia:(1) minimalizacja kosztów strat gospodarczych powstających u odbiorców na skutek odchylenia napięcia

zasilającego od wartości znamionowej [14]:

min KOdb (12)

(2) minimalizacja kosztów strat mocy i energii w sieci ponoszonych przez spółkę dystrybucyjną [18], [19]:

min KS = min (KΔP + KΔE) (13)


99

(3) minimalizacja kosztów spółki dystrybucyjnej, tj. kosztów strat mocy i energii w sieci oraz kosztów bo-nifikat i upustów udzielanych odbiorcom za niedotrzymanie odchyleń napięcia w dopuszczalnych granicach [18],[19]:

min KD = min (KS + KB) (14)

(4) minimalizacja względnych strat energii w sieci [18], [19]:

(15)

(5) maksymalizacja zysku osiąganego przez spółkę dystrybucyjną ze sprzedaży energii [18], [19]:

max ZD = max (DS – KZ) (16)

(6) minimalizacja kosztów łącznych (całkowitych), tj. kosztów strat mocy i energii w sieci spółki dystrybu-cyjnej oraz kosztów strat gospodarczych ponoszonych przez odbiorców – minimalizacja sumy kosztów z kryte-riów (1) i (2) [18], [19]:

min KC = min (KS + KOdb) (17) (7) minimalizacja odchyleń napięcia u odbiorców [5], [6] i [7]:

min ∑δU2 (18)

gdzie: KΔP – koszty strat mocy; KΔE – koszty strat energii; ΔE – straty energii w sieci; E – energia wprowa-dzona do sieci; Ds. – dochody osiągane ze sprzedaży energii; KB – koszty bonifikat i upustów udzielanych odbior-com w związku z przekroczeniem dopuszczalnych odchyleń napięcia; Kz – koszty zakupu mocy i energii z sieci 110 kV; KOdb – koszty ponoszone przez odbiorców w związku z odchyleniem napięcia od wartości znamionowej; ΣδU2 – suma kwadratów odchyleń napięcia u odbiorców w analizowanych przedziałach czasu.

Przy optymalizacji wg kryteriów (1)÷(5) oraz (7) zakłada się, że odchylenia napięcia nie przekroczą war-tości dopuszczalnych, wynikających z rozporządzenia systemowego [nierówność (3)], natomiast w przypadku kryterium (6) dopuszcza się przekroczenie dopuszczalnych odchyleń napięcia. W każdym z kryteriów muszą być jednak spełnione ograniczenia, wynikające z warunków technicznych, jak np. nieprzekroczenie zakresu regulacji przekładni transformatorów lub napięcia dopuszczalnego ze względu na wytrzymałość izolacji.

Model matematyczny (zapis funkcji celu oraz warunków ograniczających) zadania optymalnej regulacji napięcia wg kryterium (1) został przedstawiony w pracy doktorskiej [14].

Modele matematyczne optymalizacji wg kryteriów (2)÷(6) zostały szczegółowo przedstawione w pracach [18], [19]. W funkcji celu uwzględniono wpływ zmian napięcia na pobór mocy z sieci (zgodnie z napięciowymi charakterystykami statycznymi pobieranej mocy). Do rozwiązania zadania optymalnej regulacji napięcia w sieci rozdzielczej zastosowano specjalnie skonstruowaną sieć neuronową.

Szczegółowy opis metody optymalizacji wg kryterium (7) można znaleźć w pracach [5], [6] i [7]. W tym przypadku do rozwiązania zadania optymalnej regulacji napięcia w sieci rozdzielczej zbudowano specjalny pro-gram komputerowy, wykorzystujący technikę algorytmów ewolucyjnych [3], [10].

5.2. Dane do obliczeńDla obliczenia optymalnych wartości napięć na szynach SN w GPZ zasilającym sieć oraz doboru przekładni

transformatorów SN/nn wg wymienionych wyżej kryteriów optymalizacji, konieczne są następujące dane doty-czące optymalizowanej sieci:

1) układ połączeń sieci i parametry poszczególnych linii SN (długości odcinków, przekroje przewodów lub rezystancja jednostkowa, reaktancja jednostkowa linii)


100

2) dane znamionowe transformatorów SN/nn zainstalowanych w stacjach, tj.: moc znamionowa, górne i dolne napięcie znamionowe, znamionowe straty mocy czynnej, napięcie zwarcia, dostępne położenia zaczepów regulacyjnych

3) dane o obciążeniach poszczególnych stacji transformatorowych (lub informacje potrzebne do ich wy-znaczenia)

4) rozdzielczość przełącznika zaczepów transformatora 110 kV zasilającego sieć5) roczny przebieg obciążenia transformatora 110 kV zasilającego sieć.W przypadku kryteriów (2) do (6), uwzględniających wpływ regulacji na straty w sieci, potrzebne są do-

datkowo następujące dane:6) wartości współczynników nachylenia napięciowych charakterystyk pobieranej mocy czynnej α i biernej β7) znamionowe straty mocy czynnej w żelazie (straty jałowe), prąd biegu jałowego transformatorów SN/nn8) informacje o kosztach strat gospodarczych ponoszonych przez odbiorców na skutek odchyleń napięcia.

6. PRZYKŁADY OBLICZEŃ DLA SIECI RZECZYWISTYCH

6.1. Optymalizacja z uwzględnieniem wpływu zmian napięcia na moc pobieraną z sieciStosując przedstawione w poprzednim punkcie kryteria (2)÷(6), wykonano obliczenia dla rzeczywistej sieci

średniego napięcia, zasilanej ze stacji 110/15 kV. Sieć znajduje się na terenie południowej Polski.Przykład 3. Sieć 15 kV zasilana ze stacji 110/15 kV (GPZ X) składa się z 7 obwodów o łącznej długości linii ok. 168

km. Z obwodów tych jest zasilanych 136 stacji 15/0, 4 kV o łącznej mocy znamionowej transformatorów 13 MVA. Sche-mat topograficzny sieci pokazano na rys. 6, a charakterystyczne dane poszczególnych obwodów zestawiono w tabeli 6.

Tab. 6. Podstawowe parametry obwodów sieci średniego napięcia zasilanej z GPZ X [5.73]

Nr obwodu

Liczba zasilanych stacji SN/nn [szt.]

Suma mocy transformatorów SN/nn [kVA]

Długość linii SN

[km]

Średni przekrój przewodów w liniach SN

[mm2]

1 18 1 472 19,2 34, 4

2 18 1 699 28,8 33,7

3 24 2 604 41,1 41,0

4 22 1 760 24,2 31,9

5 30 2 038 29,1 30,2

6 5 389 7,2 44,2

7 19 1 456 18, 4 37,9

Ogółem 136 11 218 167,9 35,6

Dla tej sieci wykonano obliczenia optymalnych: • wartości napięcia na szynach SN GPZ dla trzech stref czasowych• nastaw zaczepów transformatorów we wszystkich stacjach SN/nn zasilanych z tej stacji• wartości funkcji celu wg kryteriów (2), (3), (4) i (5).Obliczenia zostały wykonane dla sezonu jesienno-zimowego przy podziale doby na trzy strefy czasowe,

tj.: szczytu rannego – sr, szczytu wieczornego – sw oraz pozostałych godzin doby (strefa pozaszczytowa) – sp. Przyjęto obciążenia obwodów, które wystąpiły w zimowym szczycie obciążenia sieci. Współczynniki nachylenia napięciowych charakterystyk statycznych pobieranej mocy czynnej i biernej przyjęto wg [2]. Jako warunki po-czątkowe do obliczeń przyjęto taką samą we wszystkich trzech strefach czasowych wartość napięcia na szynach SN w GZP równą Usr = Usw = Usp = 15,3 kV, oraz położenie przełączników zaczepów wszystkich transformatorów 15/04 kV w pozycji δUzT = 0. Przy tych warunkach spełnione były wszystkie warunki ograniczające (napięcia mieściły się w dopuszczalnym przedziale), a wartość funkcji celu obliczona dla kryterium minimalizacji strat łącz-nych (5) wyniosła 248,7 tys. zł. Do obliczeń kosztów przyjęto jednostkowe koszty mocy 67,56 zł/KW/ a i energii: w szczycie przedpołudniowym 115,23 zł/MWh; w szczycie wieczornym 188,31 zł/MWh; w strefie pozaszczytowej57,61 zł/MWh.


101

Rys. 6. Schemat topograficzny sieci 15 kV zasilanej z GPZ X [19]

Zasadnicze wyniki obliczeń zestawiono w tabeli 7. W tabeli tej podano optymalne (wg każdego z czterech kryteriów) wartości napięć, które powinny być utrzymywane w poszczególnych okresach doby na szynach SN w GPZ oraz wartości funkcji celu przed optymalizacją i po optymalizacji. Należy podkreślić, że obliczenia wyko-nano tylko dla sezonu jesienno-zimowego, tj. od 1 października do 30 marca.

Tab. 7. Wyniki obliczeń otrzymane przy różnych kryteriach optymalizacji [19]

Kryterium

Optymalne napięcie na szynach SN w GPZ

Ustawienie zaczepów1)

Wartość funkcji celuJednostka

Usr[kV]

Usw[kV]

Usp[kV]

δUzt[%] początkowa optymalna

(2) – minimum kosztów strat mocy i energii

14,54 14,67 14,58+2,5

lub +5,057,2 54,0 tys. zł

(4) – minimum strat względnych 15,75 15,75 15,75 0,0 3, 483 3, 475 %

(5) – maksimum zysku 15,28 15,25 15,75 0,0 1 354,0 1 413,6 tys. zł

(6) – minimum kosztów łącznych 14,37 14,51 14,52+2,5

lub +5,0250,3 207,2 tys. zł

1) Podano procentową zwyżkę napięcia wynikającą z ustawienia zaczepów. Zapis „+2,5” lub „+5” oznacza, że zaczepy transformatorów powinny być ustawione tak, by napięcie wzrosło o 2,5% lub o 5%, natomiast zapis „0,0” oznacza, że zaczepy we wszystkich transformatorach powinny być usta-wione w położeniu neutralnym (program oblicza optymalne nastawy zaczepów dla poszczególnych stacji).


102

Na podstawie wyników podanych w tabeli 7 można sformułować następujące wnioski:1) W efekcie obliczeń optymalizacyjnych jest możliwe poprawienie wskaźnika jakości regulacji napięcia

wynikającego z zastosowanego kryterium optymalizacji.2) W zależności od przyjętego kryterium optymalizacji otrzymuje się różne wskazania odnośnie poziomów

napięć na szynach SN w GPZ oraz nastaw przekładni transformatorów.3) Wybór kryterium może być różny, zależnie od punktu widzenia:• biorąc pod uwagę tylko interes firmy, spółki dystrybucyjne powinny regulować napięcie według kryte-

rium (2), (4), (5) lub (6)• ze względu na koszty społeczne napięcie powinno być regulowane wg kryterium (1) lub (7).4) Optymalizacja wg kryterium (6), pozwalająca na przekroczenie dopuszczalnych odchyleń napięcia od

wartości znamionowej, mogłaby być korzystna dla spółek dystrybucyjnych w tych przypadkach, w których speł-nienie wymagań wynikających z rozporządzenia systemowego pociąga za sobą konieczność inwestycji w sieci. Wynika to również z zasad naliczania upustów za przekroczenie dopuszczalnych odchyleń napięcia.

5) Optymalizacja wg kryterium (1) nie ma praktycznego zastosowania ze względu na trudności z określe-niem kosztów gospodarczych, wynikających z odchyleń napięcia.

6) W związku z reorganizacją sektora energetycznego i wydzieleniem przedsiębiorstw obrotu energią również kryterium (5) przestaje mieć znaczenie dla przedsiębiorstw sieciowych. Kryteria (1) i (5) mogą być za-stąpione przez kryterium (7).

6.2. Optymalna regulacja napięcia wg kryterium minimalizacji odchyleń napięcia u odbiorcówPoniżej bardzo zwięźle przedstawiono przykład optymalizacji regulacji napięcia wg kryterium minimalizacji

odchyleń napięcia u odbiorców w rzeczywistej sieci, współpracującej ze źródłem generacji rozproszonej.Do wykonania obliczeń optymalizacyjnych zastosowano dedykowany program komputerowy. Zbudowano

model rzeczywistej stacji 110 kV/SN położonej na terenie jednej ze spółek dystrybucyjnych w południowej części Polski. Zasila ona 156 stacji SN/nn zlokalizowanych w 4 obwodach (długość obwodów: 3–95 km, liczba stacji: 6–83 szt.). W największym obwodzie pracuje elektrownia wodna o mocy osiągalnej 1050 kVA. Transformator 110/15 kV w GPZ to jednostka o mocy 16 MVA i zakresie regulacji napięcia +/– 16% z rozdzielczością 1,78%, co daje +/– 9 stopni położenia przełącznika zaczepów. Wykorzystano zarejestrowany, roczny przebieg obciążenia z nałożonym nań losowym przebiegiem generacji mocy elektrowni.

Optymalne parametry działania algorytmu ewolucyjnego osiągnięto, stosując populację liczącą 200 osob-ników w okresie 9000 pokoleń, prawdopodobieństwo krzyżowania 0,9, prawdopodobieństwo mutacji 0,01. Czas obliczeń jednego przebiegu algorytmu wyniósł ok. 4 godz. (procesor AMD Athlone 2000XP). Przykładowy prze-bieg procesu optymalizacji dla trzech przebiegów programu przedstawiono na rys. 7.

Rys. 7. Przebieg procesu optymalizacji dla 3 cykli obliczeń

Dla przedstawionego obiektu przeprowadzono obliczenia optymalizacyjne za pomocą programu badające-go zadane przebiegi obciążenia z generacją nałożoną losowo dla dwóch sezonów – zimowego oraz letniego.


103

W poszczególnych badaniach uzyskano rozwiązania o przystosowaniach: sezon zimowy 689 181, 4 sezon letni 707 320, 4 Rozwiązanie zawiera zestaw optymalnych nastaw przełączników zaczepów wszystkich transformatorów

SN/nn oraz optymalne poziomy napięcia zasilania sieci w GPZ dla wszystkich stref. Z uwagi na długość wektora nie przytoczono tu pełnych rozwiązań, a jedynie wartości przystosowań.

Dobór optymalnych nastaw zaczepów zbioru transformatorów SN/nn, pracujących w sieci rozdzielczej badanego obiektu, pozwala na przejście do drugiego etapu zadania. Obejmuje on prowadzenie ciągłej regulacji napięcia w GPZ dla każdego przedziału czasu, uwzględniając występujące w nim obciążenie sieci oraz wielkość mocy generowanej źródła.

Rys. 8. Optymalny poziom napięcia w GPZ w funkcji obciążenia sieci i mocy generowanej – sezon zimowy

Rys. 9. Optymalny poziom napięcia w GPZ w funkcji obciążenia sieci i mocy generowanej – sezon letni

Na rysunkach 8 i 9 przedstawiono optymalną wartość napięcia zasilającego sieć w GPZ (numer zaczepu przełącznika) w funkcji stopnia obciążenia sieci i współczynnika generacji mocy, odpowiednio dla sezonu zimo-wego i letniego.

Rozwiązanie zadania optymalnej regulacji napięcia w sieci rozdzielczej, zawierającej źródła rozproszone, jest możliwe przy użyciu techniki wykorzystującej algorytm ewolucyjny. Właściwy dobór parametrów procesu


104

obliczeniowego pozwala na rozwiązanie zadania z odpowiednią dokładnością i uzyskiwanie rozwiązań w sposób powtarzalny przy zróżnicowanych populacjach początkowych.

Wprowadzanie do obliczeń elementów heurystycznych (wiedzy o właściwościach zadania) pozwala na przyspieszenie uzyskiwania rozwiązań.

Narzędzie obliczeniowe może być stosowane zarówno dla sieci rozdzielczych, zawierających źródła, jak i sieci pasywnych.

Występowanie generacji rozproszonej w sieci SN wpływa na pracę układu regulacji napięcia (nastawy przełączników zaczepów transformatorów SN/nn oraz poziomy napięcia w GPZ). Obecność losowo pracujących, rozproszonych źródeł mocy pogarsza warunki regulacji napięcia.

Optymalnie dobrane, z udziałem generacji mocy, zestawy nastaw zaczepów transformatorów SN/nn, na których odbywa się regulacja napięcia w GPZ, pozwalają minimalizować liczbę łączeń przełącznika zaczepów transformatora 110/SN.

Wpływ zmian generacji mocy w źródłach rozproszonych na przebieg procesu regulacji napięcia transfor-matora 110/SN zależy od struktury sieci rozdzielczej, jej obciążenia, lokalizacji jednostek generacji rozproszonej oraz wielkości mocy dostarczanej przez nie do sieci. Źródła o mniejszej mocy, położone blisko rozdzielni SN stacji zasilającej sieć charakteryzują się znikomym wpływem, natomiast wraz ze wzrostem odległości punktu przyłącze-nia źródła od tej stacji oraz mocy generowanej wpływ ten staje się coraz bardziej widoczny. Istotne znaczenie z punktu widzenia regulacji napięcia w GPZ ma także liczba stacji w obwodzie (obwodach) z generacją w stosunku do ogólnej liczby stacji zasilanych z danego transformatora 110/SN. Jest to zdeterminowane postacią stosowanej funkcji celu.

Charakterystyki optymalnej regulacji napięcia w GPZ w funkcji obciążenia sieci i generacji mocy w źró-dłach rozproszonych mogą stanowić podstawę do rozważenia decyzji o wyposażeniu danego obiektu w nadążny układ regulacji napięcia transformatora 110/SN, oparty na ciągłej estymacji warunków napięciowych zasilanej sieci rozdzielczej, uwzględniający aktualne obciążenie tej sieci, jak i wielkość mocy generowanej przez współpra-cujące z nią jednostki wytwórcze.

W celu praktycznej realizacji regulacji napięcia zasilania sieci w funkcji zmieniającego się obciążenia w GPZ (dla pasywnej sieci SN – bez generacji) proponuje się wykorzystanie trybu kompensacji prądowej regula-tora napięcia transformatora 110 kV/SN.

Wyznaczenie właściwych parametrów kompensacji możliwe jest na podstawie wyników uzyskanych w efekcie działania omawianego programu oraz modelu napięciowego analizowanej sieci. Parametry R i X kom-pensacji oraz wartość zadaną napięcia U za impedancją kompensacyjną dobiera się tak, aby uzyskać pożądaną, optymalną zmienność napięcia na szynach SN GPZ w całym zakresie występujących w ciągu roku obciążeń trans-formatora 110 kV zasilającego sieć.

7. PODSUMOWANIEPodsumowując rozważania dotyczące regulacji i optymalizacji poziomów napięcia w sieci dystrybucyjnej,

można sformułować następujące spostrzeżenia:Regulacja napięcia w sieci rozdzielczej ma wpływ na pobór mocy i energii z sieci oraz na straty w tej sieci.

Charakter tego wpływu na stosunkowo prostych przykładach analizowano w części 4 artykułu. W rzeczywistych obwodach zasilających większą liczbę stacji ustalenie najwłaściwszych z punktu widzenia strat poziomów napięcia zasilania sieci oraz nastaw przekładni transformatorów SN/nn wymaga wykonania obliczeń optymalizacyjnych.

Wymagania z zakresu odchyleń napięcia w sieci zawiera „rozporządzenie systemowe” [17]. Precyzuje ono zakresy dopuszczalnych odchyleń napięcia dla sieci pracującej bez zakłóceń, co sprawia, iż obowiązujące obecnie regulacje prawne w zakresie warunków napięciowych w sieciach dystrybucyjnych są bardziej liberalne niż te, które obowiązywały przed ukazaniem się tego rozporządzenia.

Z analizy bilansu odchyleń i spadków napięcia wynika, że wykorzystując pełny zakres regulacji napięcia w GPZ, moż-na zapewnić wymagany poziom napięcia u odbiorców nn przy spadku napięcia w sieci SN dochodzącym do około 7,5%.

Podstawowym środkiem regulacji napięcia w sieciach dystrybucyjnych jest oddziaływanie na przekładnie trans-formatorów 110 kV/SN oraz SN/nn. Zastosowanie dodatkowych środków technicznych pozwalających na zmniejsze-nie spadków napięć wymaga znacznych nakładów inwestycyjnych, które w praktyce rzadko mają szansę się zwrócić.

Można sformułować różne kryteria optymalnej regulacji napięcia, które szerzej omówiono w punkcie 5.1 niniejszego artykułu. Analiza na przykładzie rzeczywistej sieci wskazuje, że w zależności od przyjętego kryterium


105

optymalizacji otrzymuje się różne wskazania odnośnie poziomów napięć na szynach SN w GPZ oraz nastaw prze-kładni transformatorów.

Wybór właściwego kryterium regulacji optymalnej przedyskutowano we wnioskach do podpunktu 6.1. W związku z reorganizacją sektora i wprowadzaniem mechanizmów rynkowych wydaje się, iż rosnące znaczenie będzie miała minimalizacja odchyleń napięcia u odbiorców.

Skuteczne w rozwiązywaniu zadania optymalnej regulacji napięcia w rzeczywistych sieciach rozdzielczych okazują się techniki należące do metod sztucznej inteligencji, tj.: sztuczne sieci neuronowe i algorytmy ewolu-cyjne.

Programy komputerowe opracowane do optymalizacji regulacji napięcia z użyciem wymienionych technik nie mają obecnie charakteru aplikacji handlowych.

BIBLIOGRAFIA

1. Biniek M., Kinsner K., Łabuzek M., Pomiarowe wyznaczanie napięciowych efektów regulacyjnych mocy czynnych i biernych w systemie elektroenergetycznym, Zeszyty Naukowe Wyższej Szkoły Inżynierskiej w Opolu, Seria Elektryka z. 42, Opole 1995, str. 53–60.

2. Bogucki A., Lawera E., Przygrodzki A, Szewc B., Podatność częstotliwościowa i napięciowa systemu elektroenerge-tycznego i jego elementów, Politechnika Śląska, Skrypty uczelniane nr 1116, Gliwice 1983.

3. Goldberg D., Algorytmy genetyczne i ich zastosowania, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 1998.4. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu i planowania rozwoju sieci,

wersja 1.2, tekst jednolity obowiązujący od dnia 5 listopada 2007 r. PSE – Operator S.A.5. Kot A., Ewolucyjna optymalizacja regulacji napięcia w rozległej sieci rozdzielczej zawierającej lokalne źródło mocy,

Przegląd Elektrotechniczny nr 9/2006, s. 124–126.6. Kot A., Optimal voltage control in the medium voltage networks containing dispersed generation, Archiwum Ener-

getyki, tom XXXVII (2007), nr 1–2, s. 261–276.7. Kot A., Optymalna regulacja napięcia w sieciach średniego napięcia zawierających źródła generacji rozproszonej,

praca doktorska AGH, Kraków 2005.8. Kot A., Program komputerowy do optymalizacji regulacji napięcia w rozległych sieciach rozdzielczych, Energetyka,

Zeszyt tematyczny nr XIII, s. 96–100.9. Lipart K., Charakterystyki statyczne mocy, praca dyplomowa AGH, Wydz. EAiE, Kraków 1996.10. Michalewicz Z., Algorytmy genetyczne + struktury danych = programy ewolucyjne, WNT, Warszawa 2003.11. Norma PN-88/E-02000, Napięcia znamionowe.12. Norma PN-EN 50160: Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych, Polski Komitet Norma-

lizacyjny, grudzień 2002.13. Norma PN-IEC60038:1999, Napięcia znormalizowane.14. Piotrowski P., Optymalizacja regulacji napięć w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych w oparciu o teorię

sieci neuronowych, rozprawa doktorska, Politechnika Warszawska Wydział Elektryczny, Warszawa 1994.15. Popczyk J., Żmuda K., Sieci elektroenergetyczne. Ocena stanu i optymalizacja według podejścia probabilistycznego,

Skrypty Uczelniane Pol. Śl., Gliwice 1991.16. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji

taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz.U. z dnia 18 lipca 2007 r. nr 128 poz. 895).17. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania

systemu elektroenergetycznego (Dz.U. nr 93 z dnia 29 maja 2007 r. poz. 623).18. Szpyra W., Optymalna regulacja napięcia w rozległej sieci rozdzielczej średniego napięcia, Archiwum Energetyki,

tom XXIX (2000), nr 1–2, s. 27–47.19. Szpyra W., Optymalna regulacja napięcia w rozległej sieci rozdzielczej średniego napięcia, praca doktorska, Akade-

mia Górniczo-Hutnicza, Kraków 1998.20. Szpyra W., Optymalna regulacja napięcia sieci rozdzielczej średniego napięcia w warunkach rynkowych, w: Wilkosza

K. (red.), Problemy systemów elektroenergetycznych, Polska Akademia Nauk, Komitet Elektrotechniki. Seria wydawnicza Sekcji Systemów Elektroenergetycznych Komitetu Elektrotechniki PAN, Oficyna Wyd. Pol. Wrocławskiej, Wrocław 2002,rozdz. 16, s. 409–433.

21. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo Energetyczne. Tekst jednolity: Dziennik Ustaw z 2003 r., nr 153, poz. 1505 wraz z późniejszymi zmianami.

22. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych, Instytut Energetyki, Zakład Sieci Rozdzielczych, Warszawa – Katowice 1986.


106

Autorzy / Biografie

Krzysztof WildeGdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Budownictwa Poli-techniki Gdańskiej w roku 1989. Sześć lat później obronił pracę doktorską na Uniwersytecie Tokijskim w Japonii. W latach 1996–1999 pracował na Uniwersytecie Tokijskim na stanowisku docenta (Associate Professor). W roku 2002 uzyskał stopień doktora habilitowanego, a w 2009 tytuł profesora. Obecnie zatrudniony jest na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Zajmuje się dynamiką konstrukcji, aktywnym i pasywnym sterowaniem drgań mostów oraz diagnostyką nieniszczącą konstrukcji inżynier-skich.

Krzysztof Wilde / Politechnika Gdańska

107

MOŻLIWOŚCI ZASTOSOWANIA SYSTEMÓW MONITORINGU TECHNICZNEGO W INFRASTRUKTURZE ELEKTROENERGETYCZNEJ

prof. dr hab. Krzysztof Wilde / Politechnika Gdańska

1. WSTĘPMonitoring wybranego procesu rozumiemy jako zbiór procedur identyfikacji, śledzenia, analizy i oddzia-

ływania, który umożliwia organizację i sterowanie danym problemem. Powszechnie stosowane są techniki mo-nitoringowe w zwalczaniu terroryzmu czy zarządzaniu zdrowiem publicznym. Szeroko rozbudowana jest infra-struktura monitoringowa, ukierunkowana na rozpoznanie preferencji klientów w wybranych segmentach rynku detalicznego. W zagadnieniach związanych z infrastrukturą budowlaną najlepiej rozwinięte są systemy monito-ringu stosowane w transporcie. Zarządzanie w transporcie lotniczym oparte jest na systemach monitoringu, zaś w transporcie samochodowym powszechne jest w bogatych krajach stosowanie monitoringu w celu identyfikacjiniepożądanych incydentów lub zarządzania czasem podróży. Standardowe rozwiązania wykorzystują system ka-mer, dedykowany oprogramowaniu identyfikacji obrazu i inne wyspecjalizowane systemy pomiarowe. Systemymonitoringu stosowane są także w obiektach inżynierskich o specjalnym znaczeniu, w których katastrofa może prowadzić do dużych strat finansowych, zniszczenia środowiska naturalnego lub strat ludzkich.

Systemy monitoringu technicznego (ang. Structural Health Monitoring – SHM) instalowane są w celu pomiaru, akwizycji i analizy wybranych parametrów technicznych obiektów budowlanych. Infrastruktura budow-lana składa się, we wszystkich krajach, z dużej liczby starych budynków, wież, mostów, tuneli, zapór lub innych obiektów, które wymagają regularnych inspekcji technicznych określających bezpieczeństwo ich użytkowania. Oględziny wizualne, inspekcje wykonywane przez doświadczonych inżynierów mogą być wspierane nieniszczący-mi badaniami diagnostycznymi. W obiektach o szczególnym znaczeniu wskazane jest ciągłe, zautomatyzowane diagnozowanie stanu wytężenia newralgicznych elementów konstrukcyjnych. Wczesne i precyzyjne wykrycie uszkodzeń, powstających w trakcie użytkowania, pozwala na prewencyjne działania naprawcze oraz utrzyma-nie nieprzerwanej eksploatacji obiektu. Instalacja systemów ciągłego monitoringu stanu technicznego pozwala na wydłużenie okresu eksploatacji obiektu. Instalacja systemu monitoringu technicznego (MT) jest uzasadnio-na ekonomicznie, jeżeli koszty systemu i jego utrzymania są mniejsze niż zyski z poprawy jakości użytkowania i wydłużenia trwałości elementów infrastruktury.

Systemy MT dynamicznie rozwijają się w Azji, szczególnie w Chinach, Japonii i Singapurze, a także w Euro-pie, m.in. w Belgii, Wielkiej Brytanii, Niemczech, jak również w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie. Jedne z pierw-szych praktycznych zastosowań systemów MT w infrastrukturalnych obiektach budowlanych dotyczyły mostów [1] i budowli wysokich. Aktualnie systemy MT stosuje się w zaporach, systemach zabezpieczeń portów, wieżach chłodniczych, tunelach i elektrowniach [2]. Potrzeba monitoringu strukturalnego w infrastrukturze elektroener-getycznej została dostrzeżona przez Komisję Europejską. W 7 Programie Ramowym UE przeznaczono 5 milionów euro na tzw. inteligentne systemy sieci przesyłowych, w których zawiera się tematyka diagnostyki, monitoringu, utrzymania i sterowania systemami przesyłu energii (7FP , Diagnostics, Surveillance, Maintenance and Control of Power Transmission and Grid Connections, ENERGY. 2008.7.2.3).

Streszczenie

W artykule przedstawiono wybrane systemy moni-toringu technicznego, działające na terenie obiektów zlo-kalizowanych w Polsce. Zaprezentowano przykładowe za-stosowanie diagnostyki uszkodzeń płyty stalowej z użyciem technologii bazującej na drganiach i transformacie falko-wej. Możliwości zastosowania monitoringu w infrastruktu-rze elektroenergetycznej omówione zostały na przykładzie linii przesyłowych wysokiego napięcia.

Możliwości zastosowania systemów monitoringu technicznego w infrastrukturze elektroenergetycznej

108

Efektywne zastosowanie systemów MT wymaga właściwego doboru metody diagnostycznej, która w spo-sób cykliczny lub ciągły będzie stanowiła bazę do oceny stanu technicznego. Najczęściej stosowane techniki to metody radiograficzne, sklerometryczne, magnetyczne, ultradźwiękowe, akustyczne lub oparte na wzbudzanychprądach wirowych oraz analizie pola temperatur [7]. Wymienione metody stosowane są na konstrukcji w precy-zyjnie określonej lokalizacji, tam gdzie spodziewane jest pojawienie się uszkodzenia. Wymagają one także bez-pośredniego dostępu do wybranych elementów konstrukcyjnych monitorowanego obiektu. Duże obiekty budow-lane, na przykład zapory wodne czy konstrukcje wsporcze linii wysokiego napięcia, nie spełniają tych wymogów. Dostępne są także metody globalnego skanowania dużych obiektów budowlanych, które mogą stanowić bazę dla systemów MT. Do globalnych metod diagnostycznych zaliczamy metody wibracyjne [8], kierunkowe metody ultradźwiękowe [9] lub skanowanie stanowiące kombinację metod fotogrametrycznych i skaningu laserowego 3D i narzędzi GPS [10].

Celem niniejszego artykułu jest przedstawienie problematyki monitoringu technicznego w infrastrukturze elektroenergetycznej z opisem możliwych zastosowań metod wibracyjnych.

Rys. 1. Koncepcje procesu monitorowania obiektów

2. SYSTEMY MONITORINGU TECHNICZNEGO Celem użytkowania systemu MT jest wykrycie uszkodzenia w najszybszym możliwym terminie. Uszko-

dzenie jest zdefiniowane jako zmiana właściwości materiałowych lub geometrycznych konstrukcji, które mająnegatywny wpływ na pracę konstrukcji [3]. Działanie najprostszego systemu MT zapewnia inżynier obiektu, który przeprowadza regularne obserwacje wybranej konstrukcji. Sporządzone raporty stanowią dla właściciela obiektu i/lub instytucji nadzorujących podstawę do decyzji związanych z użytkowaniem i utrzymaniem obiektu (rys. 1). W skomplikowanych obiektach, takich jak duże zapory wodne, obserwacja wizyjna jest wspomagana danymi z systemów pomiarowych. Na przykład zapora we Włocławku posiada zautomatyzowany system akwizycji da-nych [4]. Zestaw czujników składa się z piezometrów, inklinometrów, szczelinomierzy, czujników do pomiaru poziomu wody i temperatury. Łącznie zastosowano 190 czujników. System został założony w 1997 roku, a jego głównym zadaniem jest dostarczanie danych służbom technicznym pracującym na zaporze.


109

Rys. 2. Ekran modułu sygnalizacyjnego systemu SMT OLIVIA – 2

Przykładem systemu ze zintegrowanym modułem numerycznym i ekspertowym jest system SMT OLIVIA – 2, zainstalowany w Hali Sportowo-Widowiskowej „OLIVIA” w Gdańsku [6]. System automatycznie wykonuje pomiary co 10 minut w 74 punktach dachu oraz w trybie ciągłym wykonuje symulacje numeryczne zachowa-nia się konstrukcji dachu hali. Zautomatyzowana i ciągła ocena stanu konstrukcji określana jest na podstawie wyników pomiarowych i ich relacji do wartości dopuszczalnych oraz indeksu zgodności wartości pomiarowych z wynikami numerycznymi. Moduł sygnalizacyjny (rys. 2) ma za zadanie przedstawienie najważniejszych wyników pomiarowych i obliczeniowych użytkownikowi obiektu: przemieszczenia 4 dźwigarów dachowych (w ostatnich trzech dniach), podgląd z kamer na newralgicznym elemencie konstrukcyjnym i wewnątrz obiektu oraz z kamer na połaci dachowej. Ekran sygnalizacyjny pokazuje także wynik symulacji numerycznych określających równo-ważną grubość śniegu, która powoduje stan ugięcia całej konstrukcji dachu. Aktualnie trwają prace nad doda-niem modułu diagnostyki bazującej na drganiach wywołanych działaniem wiatru i ruchu ulicznego.

3. SYSTEMY MONITORINGU TECHNICZNEGO BAZUJĄCE NA DRGANIACH

3.1. Drgania w diagnostyce nieniszczącejPodstawą działania systemów diagnostyki bazującej na drganiach jest założenie, że wystąpienie uszkodze-

nia powoduje zmianę sztywności, masy lub właściwości dyssypacji energii elementów konstrukcji. Skutkiem tych

Duży system monitoringu technicznego został zainstalowany przez KGHM Polska Miedź S.A. w składowi-sku Żelazny Most [5]. Obiekt jest mokrym składowiskiem odpadów przemysłowych. Odpady gromadzone są na obszarze ograniczonym zaporami ziemnymi. Ciągły przyrost masy odpadów powoduje konieczność podwyższania zapór ziemnych. Celem systemu MT jest ocena bezpieczeństwa konstrukcji i dostarczenie danych koniecznych do projektowania i wykonania rozbudowy zapór. System MT składa się z ponad 8000 punktów pomiarowych, obej-mujących dane geologiczne, hydrogeologiczne, geotechniczne, geofizyczne, chemiczne i geometryczne. Dużeilości danych zbierane są w bazie danych (Oracle) zintegrowanej z rozwiązaniami GIS. System posiada narzędzia selektywnego wyboru danych i ich prezentacji. Jednak zainstalowany system MT posiada nieliczne moduły do symulacji numerycznych zachodzących procesów i nie jest wyposażony w systemy ekspertowe wspomagające decyzje zespołu specjalistów powołanego do oceny stanu obiektu.


110

zmian jest zmiana właściwości dynamicznych badanego obiektu, które dostarczają dane do diagnostyki. Obciąże-nia środowiskowe, takie jak deszcz, śnieg, ruch uliczny w pobliżu obiektu, czy nagłe zmiany rozkładu temperatur powodują drgania. Drgania obiektu o małych amplitudach mogą być także celowo wzbudzone do celów diagno-stycznych. Rys. 3 pokazuje koncepcję monitoringu bazującego na drganiach w konstrukcjach wsporczych sieci wysokiego napięcia. System akwizycji danych zbiera przebiegi przyspieszeń w kilku wybranych lokalizacjach. Ciągła analiza modalna umożliwia wyznaczenie parametrów modalnych: częstotliwości drgań własnych oraz postaci drgań własnych. Zmiany w parametrach modalnych pozwalają na identyfikację obecności uszkodzenia.W przypadku rozległych uszkodzeń możliwe jest określenie jego położenia.

Koncepcja diagnostyki bazującej na drganiach jest intuicyjnie uzasadniona, jednak praktyczne jej zasto-sowania napotykają na liczne problemy. Podstawowym warunkiem efektywności metod diagnostyki wibracyjnej jest wrażliwość parametrów dynamicznych konstrukcji na uszkodzenia. Typowa rysa, drobne pęknięcie elementu czy ubytek korozyjny mają najczęściej lokalny charakter i nie powodują znaczących zmian w dynamice całej kon-strukcji.

3.2. Przykład diagnostyki płyty stalowej na bazie drgań i transformaty falkowej Udane zastosowanie metody poszukiwania uszkodzenia na bazie drgań przedstawione jest na przykładzie

płyty stalowej, sztywno zamocowanej na wszystkich swoich krawędziach. Płyta ma wymiary: długość L = 560 mm, szerokość B = 480 mm i grubość H = 2 mm. Parametry materiałowe zostały wyznaczone eksperymentalnie: moduł Younga E = 192 GPa, współczynnik Poissona ν = 0,25 oraz gęstość ρ = 7430 kg/m3. Płyta (rys. 4) ma prostokątne uszkodzenie, wykonane piłą o wysokiej precyzji, o wymiarach Lr = 80 mm, Br = 80 mm i głębokości a = 0,5 mm. Odległości od lewego dolnego narożnika uszkodzenia do lewego dolnego narożnika płyty w kie-runku poziomym i pionowym wynoszą: L1 = 200 mm i B1 = 200 mm. Pole powierzchni uszkodzenia wynosi 2, 4% całego pola płyty, zaś głębokość uszkodzenia stanowi 25% grubości płyty.

Rys. 3. Koncepcja działania systemu monitoringu technicznego na bazie drgań


111

Rys. 4. Stanowisko do badań eksperymentalnych utwierdzonej płyty stalowej

Impulsy wzbudzające drgania płyty wywołane były młotkiem modalnym PCB 086C03 w 143 punktach pły-ty. Pomiar przyspieszeń wykonany był w jednym punkcie (o numerze 74) na spodniej stronie płyty. Do pomiarów wykorzystano system akwizycji danych Pulse 3650C. Każdy pomiar powtórzony był 5 razy. Wyniki zostały uśred-nione w domenie częstotliwości. Obliczenia eksperymentalnych postaci drgań wykonane zostały estymatorem H2(ω) [11]. Dla porównania dokonano obliczeń numerycznych postaci drgań za pomocą komercyjnego kodu MES, SOFiSTiK z użyciem elementów skończonych o rozmiarach 40 40 mm. Pierwsze trzy częstotliwości drgań własnych płyty obliczone modelem MES wynoszą f1 = 65.100 Hz, f2 = 120.00.100 Hz, f3 = 207.09.100 Hz, zaś częstości wyznaczone eksperymentalnie wynoszą f1 = 64.875 Hz, f2 = 114.875 Hz, f3 = 195.25 Hz. Numeryczne i eksperymentalne postacie drgań własnych przedstawione są na rys. 4. Czarne punkty oznaczają wartości eks-perymentalne, a czarne linie przedstawiają postacie obliczeniowe. Indeksy MAC (kryterium zgodności postaci eksperymentalnych z numerycznymi) zawierają się w przedziale od 0,9693 do 0,9967, wskazując na dobrą zgod-ność wyników.

Rys. 5. Eksperymentalna i numeryczna 1, 2 i 3 postać drgań własnych płyty stalowej


112

Wyniki poszukiwania lokalizacji uszkodzenia za pomocą transformacji falkowej (rbio5.5) eksperymental-nych postaci drgań zostały przedstawione na rys. 6. Jako parametr wskazujący miejsce imperfekcji wybrano mo-duł obliczony z poziomego i pionowego składnika dwuwymiarowej transformaty falkowej. Szczegóły zastosowanego algorytmu przedstawione zostały w [12]. Maksymalna wartość modułu transformaty falkowej, która sugeruje możliwe położenie uszkodzenia, znajduje się w odległości x = 240 mm i y = 243 mm od lewego dolnego narożnika płyty. Rzeczywiste położenie uszkodzenia to x = 240 mm i y = 240 mm. Zastosowana meto-da pozwoliła precyzyjnie określić miejsce zniszczenia oraz oszacować jego prawdopodobny kształt.

widok 3D widok z góry

Rys. 6. Moduł współczynników transformaty falkowej obliczony na bazie eksperymentalnych postaci drgań własnych

3.3. Cele instalacji systemu monitoringu technicznego sieci wysokiego napięciaPrzykładem awarii spowodowanej uszkodzeniami mechanicznymi konstrukcji wsporczych linii elektro-

energetycznych był blackout w okolicach Szczecina w 2008 roku. Przerwa w dostawie prądu dotknęła ok. 500 tys. mieszkańców. Uszkodzone zostały 42 km linii średniego napięcia oraz 41 słupów wysokiego napięcia (liczba ta dotyczy wyłącznie uszkodzeń mechanicznych konstrukcji wsporczych, nie uwzględniono słupów, w których uszkodzeniu uległy izolatory lub zerwane zostały przewody) [14]. Kaskadowe zniszczenie słupów 124–129 linii Morzyczyn – Police, 220 kV, przedstawiono na fot. 1. Słupy projektowane są na przeniesienie obciążeń piono-wych oraz poziomych prostopadłych do linii. Jednak nie przewiduje się nierównomiernego obciążenia naciągiem przewodów spowodowanego gromadzeniem się szadzi. Jednym z wniosków z tej katastrofy jest konieczność weryfikacji zasad projektowania konstrukcji wsporczych, a w szczególności poprawne szacowanie obciążeń odszadzi i wiatru.

Fot 1. Awaria słupów 124–129 linii Morzyczyn – Police (zdjęcie autorstwa Teresy i Wiesława Paczkowskich [14])


113

Stosowalność systemów MT do oceny stanu sieci wysokiego napięcia (kabli i konstrukcji wsporczych) została przedstawiona m.in. w [15]. Systemy wsporcze linii WN, czyli słupy kratownicowe, posiadają relatywnie małą sztywność i są wrażliwe na wzbudzenia dynamiczne, np. działanie podmuchów wiatru. Uszkodzenie poje-dynczego węzła konstrukcji kratowej ma wpływ na globalną sztywność układu. Najczęstszym powodem katastrof konstrukcji wsporczych jest bezpośredni lub pośredni wpływ oblodzenia lub szadzi oraz silne oddziaływania wiatru [14], [15]. Dodatkowa masa lodu lub szadzi dołączona do kabli znacznie zmienia dynamiczne parametry układu kabel – konstrukcja wsporcza oraz zwiększa obciążenia dynamiczne od podmuchów wiatru. Wrażliwość dynamicznych parametrów sieci przesyłowych na uszkodzenia lub zmiany w obciążeniach sugeruje możliwość zastosowania wibracyjnych metod monitoringu technicznego.

Zadaniem dla systemu MT dla linii elektroenergetycznych jest przede wszystkim zwiększenie bezpieczeń-stwa użytkowania sieci. Jednak system MT powinien także:

1. dostarczyć danych do weryfikacji procedur projektowych2. zbierać dane i wykrywać nietypowe zdarzenia w zachowaniu się konstrukcji3. zbierać dane o obciążeniach zewnętrznych4. wykrywać uszkodzenia w najszybszym możliwym czasie5. dostarczać informacji w czasie rzeczywistym o stanie konstrukcji6. wysyłać ostrzeżenia w przypadku wystąpienia obciążeń ekstremalnych7. wspierać bezpieczeństwo zaraz po wystąpieniu awarii8. dostarczać danych do planowania przeglądów konstrukcji9. dostarczać wskazówek do technicznego utrzymania sieci, napraw lub ich modernizacji.

4. UWAGI KOŃCOWEZnaczna część infrastruktury elektroenergetycznej w Polsce i Europie jest stara lub osiąga zakładany wiek

eksploatacyjny. Zastosowanie systemów monitoringu technicznego w krótkim lub długim okresie użytkowania pozwoliłoby na zebranie informacji niezbędnych do podjęcia poprawnych decyzji dotyczących utrzymania, re-montów lub modernizacji istniejącej infrastruktury. Przykładem może być prosty i szybki monitoring parametrów dynamicznych słupa i przewodów linii przesyłowych wysokiego napięcia z zastosowaniem metod bazujących na drganiach.

Aktualnie prace nad systemami monitoringu są przedmiotem badań wielu międzynarodowych zespołów. Rozwiązania stosowane w systemach MT wykorzystują najnowsze osiągnięcia w technologiach pomiarowych, teleinformatycznych, przetwarzania sygnałów, identyfikacji, modelowania numerycznego, projektowania kon-strukcyjnego, wykonawstwa i zarządzania wiedzą. Użycie systemów monitoringu technicznego stanowi narzędzie zapobiegania awarii i pozwala w znacznym stopniu zredukować negatywne skutki po katastrofie wywołanej ob-ciążeniami ekstremalnymi.

PODZIĘKOWANIAAutor dziękuje dr Teresie Paczkowskiej i dr. Wiesławowi Paczkowskiemu z Zachodniopomorskiego Uni-

wersytetu Technicznego za udostępnienie zdjęcia kaskadowego uszkodzenia słupów wysokiego napięcia linii Morzyczyn – Police.


114

BIBLIOGRAFIA

1. Ko J.M., Ni Y.Q., Technology developments in structural health monitoring of large-scale bridges Engineering Structures, 27, nr 12, October 2005, s. 1715–1725.

2. Liu D.A., Yang Z.F., Tang C.H., Wang J., Liu Y., An automatic monitoring system for the shiplock slope of Wuqiangxi Hydropower Station Engineering Geology, 76, nr 1–2, December 2004, s. 79–91.

3. Robertson A., Farrar C., Sohn H., Singular detection for structural health monitoring using holder exponents, Mechanical Systems and Signal Processing, 17(6), 2003, s. 1163–1184.

4. Selerski S., Chmielewska I., Automatyczne systemy technicznej kontroli zapór (ASTKZ) Dębe, Włocławek i Wióry – podobieństwa i różnice. Bezpieczeństwo zapór – bezpieczeństwo ludności i środowi-ska, Monografie Instytutu Meteorologii i Gospodarki Wodnej, 2009, s. 98–112.

5. Świdziński W., Świerczewski W., Janicki K., Rozbudowa obiektu hydrotechnicznego oparta na metodzie obserwacyjnej na przykładzie składowiska Żelazny Most. Bezpieczeństwo zapór – bezpieczeń-stwo ludności i środowiska, Monografie Instytutu Meteorologii i Gospodarki Wodnej, 2009, s. 98–112.

6. Wilde K., Rucka M., Chróścielewski J., Jasina M., Malinowski M., Miśkiewicz M., Wilde M., System ciągłej obserwacji stanu technicznego hali „Olivia” w Gdańsku, Inżynieria i Budownictwo, 10/2009.

7. Docherty J., Handbook on Experimental Mechanics, Bethel, CT: Society for Experimental Mecha-nics Inc., Chapter 12, Nondestructive evaluation, 1987.

8. Cawley, P., Defect location in structures by a vibration technique, Ph.D. thesis, Department of Mechanical Engineering, University of Bristol, 1978.

9. Wilcox P., Lamb wave inspection of large structures using permanently attached transducers, Ph.D. thesis, Department of Mechanical Engineering, Imperial College of Science, 1998.

10. Boavids J., Oliveira A., Berberan A., Dam monitoring using combined terrestrial imaging sys-tems, 13th Symposium on Deformation Measurement Analysis, Lisbon 2008.

11. Wilde K., Modal diagnostics of civil engineering structures, Wydawnictwa Politechniki Gdań-skiej, 2008.

12. Rucka M., Wilde K., Application of continuous wavelet transform in vibration based damage detection method for beam and plates. Journal of Sound and Vibration, 297, 2006, s. 536–550.

13. Mulherin M., Atmospheric icing and communication tower failure in the United States, Cold Regions Science and Technology, 27, 1998, s. 91–104.

14. Paczkowska T., Paczkowski W., Aspekty budowlane katastrofy energetycznej w rejonie szcze-cińskim, Awarie Budowlane, XXIV Konferencja Naukowo-Techniczna Szczecin – Międzyzdroje, 2009, s. 151–176.

15. Maguire J., Residual life assessment of electricity pylons – a case study, Key Engineering Ma-terials, 413–414, 2009, s. 219–228.

prof. dr hab. Krzysztof Wilde / Politechnika Gdańska

115

INFORMACJE DLA AUTORÓW

UWAGA!

wamy znaku "×"

2 w energetyce

2. STRESZCZENIE

3. BIOGRAM

4. FOTOGRAFIE

www. actaenergetica.org

Documents

Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 02/2009