Kierunki rozwoju smart power grids w polskim systemie
advertisement
1 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. 12. Kierunki rozwoju smart power grids w polskim systemie elektroenergetycznym 12.1. Polityka energetyczna UE. Celem europejskiej agendy cyfrowej jest uzyskanie korzyści ekonomicznych i społecznych w oparciu o szybki i bardzo szybki internet. Komisja Europejska przedstawiła w marcu 2010 r strategię Europa 2020 mającą na celu przygotowanie unijnej gospodarki na wyzwania następnych dziesięcioleci [1]. Nastąpi podwojenie wzrostu nakładów na badania i rozwój w dziedzinie technologii informacyjno-komunikacyjnych do 11 mld euro. W rezultacie przewiduje się do 2020 r powszechny szerokopasmowy dostęp do internetu o przepustowości 30 Mb/s. Spowoduje to rozwój zakupów przez internet. Rozwijać się będą e-zakupy, e-administracja, e-banki oraz inteligentne systemy zarządzania. Z punktu widzenia systemów elektroenergetycznych będzie to dotyczyć wykorzystania technologii informacyjno-komunikacyjnych do obniżenia kosztów społecznych wytwarzania, przesyłania i użytkowania energii elektrycznej. Budowa nowych dużych elektrowni cieplnych wykorzystujących węgiel i energię atomową oraz rozbudowa sieci elektroenergetycznych jest kosztowna i często kontestowana z powodu ochrony środowiska. Powstaje coraz więcej rozproszonych małych elektrowni słonecznych, wiatrowych i biogazowych przyłączanych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej oraz mikroźródła zasilające odbiorniki u końcowego odbiorcy energii elektrycznej. Bezpieczna i niezawodna współpraca nowych małych źródeł z systemem elektroenergetycznych wymaga stosowania nowych metod regulacji i sterowania. W tym celu konieczne jest sięganie po możliwości techniczne oferowane przez informatykę i teleinformatykę. Rozwój w tej dziedzinie pozwala na tworzenie inteligentnych sieci elektroenergetycznych, znanych na świecie pod angielską nazwą smart power grids. Inteligentne sieci elektroenergetyczne można zdefiniować jako sieci elektroenergetyczne, które wykorzystują technologie informatyczne i telekomunikacyjnego do monitorowania, sterowania, regulacji oraz administrowania przesyłem, rozdziałem i użytkowaniem energii elektrycznej ze wszystkich możliwych źródeł w systemie elektroenergetycznym. Z punktu widzenia odbiorcy końcowego przez inteligentne sieci elektroenergetyczne rozumie się sieci elektroenergetyczne, w których odbiorcy końcowi są wyposażeni w inteligentne liczniki energii pozwalające sterować odbiornikami w zależności od aktualnych cen energii elektrycznej. W kraju i na świecie ukazuje się bardzo dużo publikacji poświęconych inteligentnym sieciom elektroenergetycznym. Wiele z tych publikacji cechuje zbyt duży optymizm dotyczący spodziewanych efektów ekonomicznych. Jest rzeczą oczywistą, że współczesne sieci elektroenergetyczne muszą spełniać wysokie wymagania odbiorców co do ciągłości i jakości zasilania. Wszyscy, zarówno odbiorcy jak i wytwórcy energii elektrycznej powinni mieć możliwość podłączania się do sieci elektroenergetycznej na różnych poziomach napięci. W Unii Europejskiej priorytetowym celem jest osiągnięcie w 2020 r produkcji 20% energii z odnawialnych żródeł, 20% zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych oraz zwiększenie efektywności energetycznej o 20%, tzw. cel 3 razy 20. Niestety, obecne polskie sieci elektroenergetyczne nie są w stanie tego zapewnić. Spełnienie wymagań 3x20 możliwe jest tylko poprzez rozwój rozproszonej generacji odnawialnej oraz integrację sieci elektroenergetycznych z sieciami informatycznymi oraz internetem. Wdrożenie nowoczesnych systemów pomiarowych, przesyłania, gromadzenia i przetwarzania informacji wymaga od operatorów sieciowych i firm energetycznych dużych nakładów inwestycyjnych. Oprócz instalowania inteligentnych urządzeń pomiarowych, należy przystosować do nowych warunków bazy danych, systemy billingowe, przepustowość sieci i obsługę klienta. Koszty te są jednak mniejsze od kosztów rozbudowy sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnych. Oczekuje się, że inteligentne liczniki energii elektrycznej pozwolą odbiorcom lepiej kontrolować i planować wykorzystanie energii w swoich domach. Dzięki nowym technikom informatycznym użytkownicy będą mieli dostęp do graficznej informacji w każdej chwili. Na przykład, za pośrednictwem przeglądarki internetowej będą mogli - z dowolnego miejsca - sprawdzić aktualne i przyszłe taryfy oraz ilość zużytej energii i decydować o załączaniu/wyłączaniu domowych odbiorników. 2 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Według Dyrektywy 2009/72/EC przyjętej w 2009 roku tradycyjne liczniki powinny być zamienione na inteligentne. Do 2020 roku inteligentne liczniki mają stanowić 80% wszystkich liczników mierzących zużycie energii elektrycznej, a do roku 2022 – wszystkie liczniki muszą być inteligentne. Aby inteligentne pomiary w sieciach elektroenergetycznych mogły się rozwijać konieczna jest standaryzacja w zakresie w zakresie transmisji informacji między licznikami miernikami u odbiorcy a dostawcą i sprzedawcą energii. Na świecie rozpoczął się już proces tworzenia inteligentnych sieci elektroenergetycznych i w kolejnych latach nabierze większego przyspieszenia. Generalnie, można zauważyć, że inteligentne sieci elektroenergetyczne są nie tylko tworem technicznym , ale również wirtualnym, tzn. istniejącym w rzeczywistości informatycznej. Po utracie zaplecza informatycznego wracają do swej tradycyjnej formy znanej z przeszłości. Generalnie, inteligentne sieci elektroenergetyczne obejmują: rynek energii wytwarzanej ( giełda energii, transakcje rynkowe, regulator rynku energii), sieci przesyłowe i dystrybucyjne , opomiarowanie sieci (WAMS, pomiary energii, mocy, napięć, prądów, wskaźników jakości), adaptacyjne systemy zabezpieczeń elementów sieci, automatyki systemowej oraz układy sterowania i regulacji mocy, napięcia i częstotliwości, prognozowanie zapotrzebowania w skali kraju i jego obszarów oraz monitoring warunków pogodowych i dopuszczalnej obciążalności linii, system optymalizacji wykorzystania źródeł odnawialnych, systemy informatyczne wspierania decyzji operatorskich bazujące na opomiarowaniu i wielowariantowych symulacjach komputerowych na bieżąco, autonomiczne systemy elektroenergetyczne i mikrosieci, inteligentne budynki, systemy opomiarowania odbiorców energii wymieniające informacje między dostawcą i odbiorcą energii elektrycznej internet i systemy informatyczne wspierające zdalne decyzje odbiorców o załączaniu lub wyłączaniu odbiorników 12.2. Uwarunkowania surowcowe Polski Punktem wyjścia do rozważań dotyczących inteligentnych sieci elektroenergetycznych są uwarunkowania surowcowe, polityka energetyczna Unii Europejskiej, stan krajowych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz strategia rozwoju elektroenergetyki do 2030 roku z uwzględnieniem źródeł odnawialnych. Największy udział w produkcji energii z odnawialnych źródeł energii przypada na źródła produkujące ciepło, najmniejszy - na biopaliwa. W 2030 r przewiduje się udział OZE produkujących energię elektryczną na poziomie 4.2% zapotrzebowania na energię w kraju. Odpowiada to podwajaniu produkcji energii elektrycznej z OZE co 5 lat, z tym że między 2025 r i 2030 r udział ten stabilizuje się na poziomie (4.2-4.3)%. Przewiduje się, że do produkcji energii elektrycznej OZE będzie się wykorzystywać głównie wiatr, biomasę, biogaz, wodę, przy czym największy udział planuje się dla elektrowni wiatrowych. Elektrownie biogazowe cechują się mocą od kilkuset kW do kilku MW i są przyłączane najczęściej bezpośrednio do sieci średniego napięcia. Często wytwarzają energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem. Pracują z zadaną mocą czynną przy współczynniku mocy bliskim jeden. Przy pracy synchronicznej z siecią nie biorą udziału w regulacji napięcia i częstotliwości. Nie są projektowane do pracy wyspowej. W przypadku zwarć w sieci są automatycznie wyłączane. Ogniwa fotowoltaicznie uzupełniane są o układy przetwornikowe zmieniające prąd stały na przemienny o częstotliwości 50 Hz. Na ogół ich moc nie przekracza 1 MW. Mają ograniczone możliwości regulacji napięcia, a ich produkcja silnie zależy od bezchmurnej pogody. 3 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Elektrownie wiatrowe są w Polsce najbardziej atrakcyjnymi odnawialnymi źródłami energii elektrycznej. Podstawową jednostką wytwórczą jest tu turbina wiatrowa o mocy od 1 MW do 5 MW, najczęściej 2 MW. Do sieci średniego napięcia przyłączane są pojedyncze turbiny o łącznej mocy poniżej 10 MW. Do sieci 110 kV przyłączane są farmy wiatrowe o mocy kilkunastu MW, nie więcej jednak niż 50 MW. Farmy o mocy powyżej 50 MW (ale także często powyżej 20 MW ) powinny być przyłączane bezpośrednio są do sieci przesyłowej 220 i 400 kV. Małe elektrownie wiatrowe pracują z zadaną mocą czynną i często wytwarzają bardzo małe moce bierne, bliskie zeru. Przy pracy synchronicznej z siecią nie biorą udziału w regulacji napięcia i częstotliwości. Nie są projektowane do pracy wyspowej. Przy zwarciach w sieci są automatycznie wyłączane. Natomiast duże farmy wiatrowe muszą brać udział w regulacji napięcia w sieci przesyłowej. Powinny również brać udział w regulacji częstotliwości. Wtedy muszą być uzupełnione o turbiny gazowe. Energia wiatru wykorzystywana w elektrowniach wiatrowych nie podlega sterowaniu. Konsekwencją tego jest fakt, że moc wyjściowa farmy wiatrowej zmienia się głównie wraz ze zmianą prędkości wiatru. Zarówno długoterminowe, jak i krótkoterminowe zmiany prędkości wiatru w sposób znaczący wpływają na zmienność planowanej generacji wiatrowej w systemie elektroenergetycznym. Zmienność wiatru w czasie (szczególnie zmienność sekundowa, minutowa i dobowa) może powodować duże problemy dotyczące bilansowania mocy w systemie oraz problemy związane z prowadzeniem ruchu systemu. Uwarunkowane to jest strukturą paliw wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej w Polsce, Tab. 4. Mimo wprowadzania energii odnawialnej oraz energii jądrowej udział węgla pozostanie na bardzo wysokim poziomie: 80% w 2015 r oraz 60% + 22% energii jądrowej w 2030 r. Oznacza to, że regulacja częstotliwości będzie uzależniona od zdolności regulacyjnych elektrowni cieplnych. Tab. 4. Polityka Energetyczna do 2030 elektrycznej. Paliwo 2015 2015 GWh % Węgiel kamienny 276 678 57,2 Węgiel brunatny 144 712 29,9 Gaz ziemny 21 539 4,5 Produkty naftowe 6 687 1,4 Energia jądrowa 0 0,0 Energia odnawialna 32 506 6,7 Odpady 1 686 0,3 Razem 483 808 100,0 r - prognoza zużycia paliw brutto do produkcji energii 2020 GWh 306 555 139 932 25 493 7 176 0 36 728 1 896 517 779 2020 % 59,2 27,0 4,9 1,4 0,0 7,1 0,4 100,0 2025 GWh 301 136 148 434 39 414 7 583 59 301 43 008 2 140 601 015 2025 % 50,1 24,7 6,6 1,3 9,9 7,2 0,4 100,0 2030 GWh 269 479 148 283 54 742 7 664 148 259 49 381 2 314 680 122 2030 % 39,6 21,8 8,0 1,1 21,8 7,3 0,3 100,0 Wyniki pomiarów wskazują, że w przypadku pojedynczej farmy o mocy znamionowej około 100 MW zmienność generacji wiatrowej na skutek zmian prędkości wiatru może przyjmować w przybliżeniu następujące wartości: zmienność sekundowa 4-7% mocy zainstalowanej zmienność minutowa 10-14% mocy zainstalowanej Z punktu widzenia planowania pracy systemu istotna jest zmienność z wyprzedzeniem jednej doby, a ta może wynosić ok. 20%. Zwiększanie wartości generacji wiatrowej przez wyłączanie elektrowni cieplnych nie wchodzi w rachubę, ponieważ ponowny rozruch bloków cieplnych trwa ok. (6 - 8 ) godzin. Właściwym sposobem jest zmniejszanie generacji konwencjonalnej do dopuszczalnego minimum technicznego i wprowadzanie w to miejsce generacji wiatrowej. O wartości minimum technicznego bloków cieplnych decydują ograniczenia technologiczne oraz wymagania związane z regulacją częstotliwości. Przykładowo, w polskim systemie elektroenergetycznym wymaga się, aby dla każdej godziny doby była zapewniona minimalna rezerwa operacyjna w postaci: rezerwy dodatniej równej 9% planowanego zapotrzebowania mocy, 4 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. rezerwy ujemnej równej 500 MW (jako nadwyżka zapotrzebowania nad sumą minimów technicznych pracujących jednostek wytwórczych). Z powyższego wynika,. że generacja wiatrowa może być wprowadzana do systemu tylko wtedy, kiedy zapotrzebowanie mocy jest większe od minimum technicznego konwencjonalnych jednostek wytwórczych. Dopuszczalna generacja wiatrowa = Zapotrzebowanie KSE - Minimum techniczne KSE Program pracy krajowych źródeł wytwórczych jest przygotowywany przez Operatora Systemu Przesyłowego w dobie poprzedzającej i wymaga przyjęcia założeń dotyczących planowanej generacji wiatrowej. Przy dużej zmienności dobowych prognoz pogody wystąpi konieczność dokonywania częstych zmian składu planowanych do pracy jednostek wytwórczych innych niż wiatrowe. W praktyce oznacza to znaczny wzrost liczby odstawień i uruchomień dużych jednostek cieplnych nie przystosowanych do takiego trybu pracy (wzrost awaryjności). Planowanie generacji wiatrowej jest silnie zależne od dokładności dobowych prognoz wiatru. Z literatury przedmiotu i różnorodnych statystyk wynika, że dla obszaru Polski (ok. 560 km razy 560 km) należy przyjąć, że 3-sigmowy błąd prognozy na 24 godziny wprzód może wynieść ok. 20 %. Oznacza to konieczność tworzenia dodatkowej rezerwy operacyjnej: dodatniej rezerwy na wypadek zmniejszenia wytwarzania energii wiatrowej w okresie szczytu zapotrzebowania, równej 11% planowanej generacji wiatrowej, ujemnej rezerwy na wypadek zwiększenia wytwarzania energii wiatrowej w okresie doliny nocnej, równej 20% planowanej generacji wiatrowej. Przykładowo, w przypadku planowanej generacji wiatrowej na poziomie 6000 MW oznacza to konieczność uzyskania dodatkowego zakresu regulacyjnego w pozostałych źródłach wytwórczych w wysokości 1860 MW, w tym 660 MW jako dodatkowej rezerwy operacyjnej dodatniej i 1200 MW jako dodatkowej rezerwy ujemnej. 20 Dopuszczalna generacja wiatrowa w dobie doliny letniej w 2008 r P,GW 18 Zapotrzebowanie 15 minutowe kraju 16 14 12 Minimum techniczne systemu 10 8 6 Dopuszczalna generacja wiatrowa 4 2 0 Rezerwa regulacyjna 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 doba 0.9 1 Rys. 1. Symulowana maksymalna dopuszczalna generacja wiatrowa w dobie letniej (niedziela) 2008 r Biorąc pod uwagę strukturę istniejących źródeł wytwórczych innych niż wiatrowe (głównie duże jednostki wytwórcze cieplne) należy przewidywać wykorzystanie jako dodatkowej rezerwy dodatniej szybko uruchamiane elektrownie gazowe. W przypadku dodatkowej rezerwy operacyjnej ujemnej w 5 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. grę wchodzą dwa rozwiązania: odstawienia nocne znacznej ilości nie przystosowanych do takiego trybu pracy dużych bloków cieplnych lub usługa zaniżania generacji przez elektrownie wiatrowe realizowana na polecenie OSP (koszt takiej usługi może być znaczny, jeśli będzie to ekwiwalent utraconych korzyści). Na Rys. 1. pokazano przykładowe wyniki teoretycznego oszacowania maksymalnie dopuszczalnej generacji wiatrowej i dodatkowej regulacyjnej dla zrealizowanego zapotrzebowania mocy w 2008 r. Jako ciekawostkę można podać, że w 2009 r zapotrzebowanie mocy zmniejszyło się w stosunku do 2008 r. i tak najmniejsze zapotrzebowanie mocy wystąpiło w Święta Wielkanocne o godz. 6.00 i wyniosło 9502.3 MW, czyli ok. 1200 MW mniej niż w dolinie letniej 2008 r. Przy minimum technicznym 8000 MW oznacza to, że przy małym zapotrzebowaniu praktycznie nie można wprowadzać do systemu generacji wiatrowej. Wykresy dobowe i roczne w latach 2010-2030 będą się kształtować podobnie, lecz będą przesunięte w stronę większych wartości mocy. Przede wszystkim wzrost zapotrzebowania mocy w KSE w latach 2010-2030 będzie powodował wzrost dopuszczalnej generacji wiatrowej oraz wzrost dodatkowej rezerwy regulacyjnej. Jednym ze sposobów na większe wykorzystanie generacji wiatrowej jest spłaszczenie krzywej dobowego zapotrzebowania, tzn. zmniejszenie szczytu wieczornego i zwiększenie doliny nocnej. W warunkach klimatycznych Polski wiatr najlepiej wieje w nocy, najsłabiej w letnie południe. Wprowadzanie dużej generacji wiatrowej do sieci przesyłowej 400/220 kV. Pociągać to będzie za sobą zmniejszanie generacji w elektrowniach cieplnych i w konsekwencji zmianę rozpływu mocy i poziomów napięć w sieci przesyłowej 400/220kV, z czego mogą wynikać trzy zasadnicze zagrożenia: przeciążanie linii i transformatorów w krajowej sieci 400/220kV, przeciążanie linii wymiany zagranicznej, zbyt małe zapasy stabilności kątowej i napięciowej, zmniejszanie generacji w elektrowniach cieplnych poniżej minimum technicznego wskutek zbyt dużej generacji wiatrowej. Optymalne wykorzystanie energii z farm wiatrowych wymaga rozbudowanego systemu monitorowania i prognozowania warunków pogodowych, systemowego i obszarowego zapotrzebowania mocy oraz monitorowania minimum technicznego systemu. Przenoszenie części zapotrzebowania na noc, czyli na okres kiedy energia jest tańsza wymaga wymiany danych między odbiorcami i dostawcami. Pomocny tu będzie inteligentny licznik energii u odbiorcy pozwalający na rozłożenie wykorzystania energii elektrycznej na dłuższy okres. W ten sposób możliwe będzie zmniejszenie ilości mocy rezerwowych utrzymywanych w stanie gotowości, a dostawcy energii uzyskają elastyczność potrzebną do zarządzania nagłymi zmianami w dostawie energii elektrycznej z coraz większej liczby elektrowni odnawialnych. 12.3. Charakterystyka sieci przesyłowej w Polsce Wprowadzenie do krajowych sieci elektroenergetycznych dużej generacji wiatrowej napotka na ograniczenia związane z przepustowością linii 400, 220 i 110 kV. Konieczna jest budowa nowych połączeń 400 kV wzmacniających zasilanie aglomeracji warszawskiej, gdańskiej, poznańskiej, wrocławskiej oraz wymianę międzynarodową z Niemcami, Słowacją, Litwą, Białorusią, Ukrainą i Kalingradem. Obecne niedoinwestowanie sieci przesyłowej najwyższych napięć powoduje, że bardzo wiele ciągów linii 110 kV musi pracować równolegle z liniami 400 i 220 kV zamiast pełnić rolę dystrybucji energii pomiędzy stacjami GPZ 110kV/SN. Należy zwrócić uwagę, że krajowa sieć przesyłowa 400/220 kV jest powiązana synchronicznie z systemami krajów sąsiednich: na zachodzie z Niemcami w pobliżu Szczecina i Turoszowa, na południu z Czechami na Górnym Śląsku, na południu ze Słowacją w pobliżu Krosna, a na północnym-wschodzie będzie powiązana z Litwą po 2015 r. Ponadto 6 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. istnieje asynchroniczne połączenie przez Bałtyk ze Szwecją w okolicy Słupska. Planowane jest także połączenie 400 kV na północnym wschodzie z elektrownią atomową w Kalingradzie oraz z elektrownią cieplną na Białorusi. Usytuowanie Polski na przecięciu połączeń zachód-wschód i północpołudnie daje duże możliwości tranzytu energii elektrycznej. Wymagać to będzie po 2015 r znacznej rozbudowy linii 400 kV. Uzupełnianie sieci przesyłowej ciągami przesyłowymi 110 kV obniża bezpieczeństwo pracy polskiego systemu elektroenergetycznego i ponadto prowadzi do zwiększania strat przesyłowych. O zdolności przejmowania przepływów mocy z sieci 400/220 kV przez dany ciąg 110 kV decyduje bowiem stosunek reaktancji zastępczej po stronie NN do reaktancji ciągu 110 kV oraz rozchył kątowy między wektorami napięć w stacjach NN. Z rozważań teoretycznych i symulacji komputerowych wynika, że nawet krótkie ciągi 110 kV nie mogą efektywnie pełnić funkcji przesyłowych i należy rozważać ich zamianę na linie 400 kV. Wadą przesyłowych ciągów 110 kV jest fakt, że mogą ograniczać przesyły mocy po stronie NN, gdyż graniczny prąd obciążenia ciągu 110 kV łączącego stacje NN/110 kV determinuje krytyczny rozchył kątowy wektorów napięć w obu stacjach NN. Przekroczenie tego krytycznego rozchyłu może prowadzić do przeciążenia ciągu. Konieczne jest wykrywania on-line takich zagrożeń. Skład ciągów 110 kV jest związany z konfiguracją sieci 400/220/110 kV w zimowym i letnim układzie normalnym i podlega ciągłym zmianom. 12.4. Inteligentna sieć przesyłowa Bezpieczna praca sieci przesyłowej wymaga instalowania układów zabezpieczających oraz różnorodnych układów automatyki i sterowania. Typowe zabezpieczenia są urządzeniami o zasięgu lokalnym, korzystającymi z lokalnych pomiarów i komunikujących się za pomocą własnych łączy telekomunikacyjnych, Rys. 2. 7 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Elektrown ie systemowe - po miary P,Q,U,I oraz PM U-WAMS G G G G Transf. 400/220 kV PMU-WAMS Linie 400/ 220 kV PMU-WAMS StacjeNN/110 kV pomiary P,Q,U,I PMU-WAMS Elektrocieplownia pomiary P,Q,U,I Stacja 110 kV/ SN pomiary P,Q,U,I Farma Wiat rowa pomiary P,Q,U,I FW Operator Systemu Przesylowego SCADA, WAMS, doradcze systemy informatyczne Operator Systemu Dystrybucyjnego SCADA, doradcze systemy informatyczne Autonomiczne systemy el-en. Wirtualne elektrownie Inteligentne liczniki energii Operator Systemu Dystrybucyjnego SCADA, doradcze systemy informatyczne Autonomiczne systemy el-en. Wirtualne elektrownie Inteligentne liczniki energii Rys. 2. Powiązania sieci 110 kV i SN z siecią 400/220kV oraz elektrowniami systemowymi i rozproszonymi źródłami energii elektrycznej. Automatyka regulacyjna obejmuje automatyczną regulację napięcia i rozpływów mocy biernej, automatyczną regulację częstotliwości i automatyczną regulację przepływów mocy czynnej. Układami wykonawczymi automatyki regulacyjnej są układy regulacji obrotów i mocy turbin, układy regulacji napięcia generatorów, układy regulacji baterii kondensatorów, układy tyrystorowe FACTS (Flexible AC Transmission Systems – Elastyczne Systemy Przesyłowe) oraz układy regulacji przekładni transformatorów. Automatyka regulacyjna ma strukturę hierarchiczną i składa się z regulatorów lokalnych i *centralnych. Regulatory centralne wymagają pomiarów z odległych elementów sieci przesyłowej, przy czym szybkość łączy telekomunikacyjnych zależy od realizowanego celu. Układy sterujące są układami zdalnymi, załączającymi i wyłączającymi poszczególne elementy za pomocą odpowiednich sterowników zainstalowanymi w odległych stacjach elektroenergetycznych. Automatyka systemowa wspomagana jest systemem komputerowym SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition – Sterowanie i Akwizycja Danych). SCADA, to termin używany także w innych gałęziach przemysłu. W systemach elektroenergetycznych oznacza zbieranie i przetwarzanie 8 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. danych (data acquisition and data calculations), wizualizację (visualisation), kontrolę przekroczeń i inicjalizację alarmów (limit check and alarm processing), gromadzenie informacji i raportowanie (information storage and reports), nadzorcze sterowanie (supervisory control), dokładną rejestrację chronologii zdarzeń (sequence of events acquisition), współpracę ze zdalnymi terminalami danych w stacjach elektroenergetycznych(RTU - Remote Terminal Unit processing and control). Centrum dyspozytorskie korzystające z systemu SCADA wymaga rozbudowanych systemów telekomunikacji umożliwiających odpowiednio szybki przesył pomiarów, informacji o położeniach łączników poszczególnych elementów w stacjach elektroenergetycznych, sygnałów zdalnego sterowania zdalnego elementami oraz sygnałów z regulatorów centralnych dla regulatorów lokalnych. Systemy SCADA są uzupełniane programami komputerowymi tworzącymi EMS (Energy Management System – System Zarządzania Energią). Oprogramowanie EMS obejmuje estymację rozpływów on-line oraz funkcje specjalne służące do ostrzegania i przewidywania ewentualnych stanów zagrożenia lub rozwoju awarii, Rys. 3. Regulator rynku Rynek energii - t ransakcje - g ielda Internet - zdolności przesylowe zdolności przylaczen iowe źródel, informacje o awariach Pomiary P,Q,U,I, stan laczników, WAMS - baza danych sieci przesylowej Estymacja stanu 2- 4 sek Analiza bezpieczeństwa w stanach N-1 1-10 min Analiza zapasów przesylowych 1-10 min Optymalizacja rozp lywu mocy 1-10 min Informatyczny system wspomagania decyzji centrum dyspozytorskiego Rys. 3. Relacje informatyczne w inteligentnej sieci przesyłowej. W inteligentnej sieci przesyłowej estymacja ustalonego stanu pracy powinna być uzupełniona dynamiczną oceny bezpieczeństwa w czasie rzeczywistym z wykorzystaniem szybkich symulacji. Wchodzi tu w rachubę kontrolowanie limitów i alarmowanie w stanach N-0, N-1 oraz prawdopodobnych stanach N-2, N-3, …. Wykorzystywane tu mogą być specjalne techniki obliczania rozpływów mocy oraz analizy równań różniczkowych (wartości własne, funkcje Lapunowa). Symulowane są sekwencje łączeniowe i regulacyjne oraz szacowane są zapasy obciążalności termicznej, stabilności kątowej i stabilności napięciowej korytarzy przesyłowych, korytarzy wymiany zagranicznej i całego systemu. Konieczne jest tu stosowanie metod sztucznej inteligencji. Wskazana jest optymalizacja realizowanych wariantów pracy systemu. W omawianej grupie oprogramowania można wyróżnić następujące zagadnienia, które powinny być intensywnie opracowywane i rozwijane: dynamiczna ocena bezpieczeństwa pracy systemu, zastosowania technik sztucznej inteligencji, systemy automatycznego inicjowania strategii korekcyjnych, wykorzystanie grafiki komputerowej dla komunikacji człowiek-maszyna, 9 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. wyspecjalizowane bazy danych i systemy ich zarządzania, symulatory treningowe. 12.5. Układy zabezpieczeń i automatyka systemowa W przypadku wystąpienia zakłóceń zwarciowych działają układy zabezpieczeń wyłączające zwarty lub uszkodzony element. Następnie przywracany jest stan normalny lub zbliżony do normalnego. Nieprawidłowe działania układów zabezpieczeń mogą doprowadzić do awarii systemowej polegającej na utracie zdolności sieci przesyłowej na dużym obszarze kraju, a nawet w całym systemie elektroenergetycznym. Przykładami awarii systemowych może być utrata stabilności napięciowej w centralnej i północno-wschodniej Polsce 26 czerwca 2006 roku, czy też utrata stabilności częstotliwościowej i podział jednolitego systemu europejskiego na trzy izolowane części o różnej częstotliwości w listopadzie 2006 r. Awaria napięciowa 26 czerwca 2006 r rozwijała się od godzin rannych. W zagrożonym obszarze sieci przesyłowej brak było statycznych źródeł mocy biernej (baterii kondensatorów). Utrzymywanie stałej mocy czynnej generowanej przy obniżającym się napięciu na szynach 220 kV i 110 kV w elektrowni Ostrołęka spowodowało wzrost prądu stojana generatora i w konsekwencji doprowadziło do zadziałania ograniczników prądu stojana. Wywołało to odwzbudzanie generatorów, redukcję mocy biernej generowanej i dalsze obniżenie napięcia. Uruchomiony został samonapędzający się proces, który doprowadził w elektrowni Ostrołęka o godz. 13:08 do wyłączenia generatora bloku nr 2, a w kilkanaście sekund później generatora bloku nr 3. Z analogicznych powodów nastąpiło wyłączenie o godz. 13:09 bloku nr 7 w elektrowni Kozienice. Innymi słowy, awaryjne wyłączenie dwóch bloków w elektrowni Ostrołęka zainicjowało awarię napięciową w krajowej sieci przesyłowej. Niewłaściwa - w warunkach powstającej awarii napięciowej - logika działania zabezpieczeń podnapięciowych bloków przewidzianych do przejścia do pracy na potrzeby własne spowodowała bezwarunkowe wyłączenie kilku bloków pogłębiając deficyt mocy biernej. W polskim systemie elektroenergetycznym nie stosuje się dotychczas automatyki samoczynnego odciążania podnapięciowego, stąd wyłączenia konieczne w obliczu rozwijającej się awarii mogły następować jedynie na polecenie Operatora. Działania takie, połączone z redukcją poboru mocy w obszarach o bardzo niskim napięciu pozwoliły opanować, a następnie zlikwidować awarię ok. godz. 16:00. Awaria częstotliwościowa w UCTE 4 listopada 2006 r została zainicjowana o godz. 22:10 po wyłączeniu linii przesyłowej przechodzącej nad Renem. Wyłączenie spowodowało kaskadowe wyłączenia innych linii przesyłowych. Błąd centrum dyspozytorskie polegał na braku symulacji powyłączeniowych rozpływów mocy i braku analizy nastaw zabezpieczeń w liniach sąsiadujących z wyłączoną linią. W konsekwencji doszło do kaskady wyłączeń linii przesyłowych i do podziału systemów UCTE na trzy części. W poszczególnych częściach wystąpiło znaczne niezbilansowanie mocy czynnej: w części północno-wschodniej UCTE, w której znalazł się system polski wystąpiła znaczna nadwyżka mocy powodująca wzrost częstotliwości powyżej 50,69 Hz i wypadnięcie części wrażliwych na wzrost częstotliwości źródeł wytwórczych, w części południowo-wschodniej UCTE wystąpił deficyt mocy powodujący spadek częstotliwości do ok. 49,70 Hz , w części zachodniej UCTE wystąpił znaczny deficyt mocy powodujący spadek częstotliwości do ok. 49,00 Hz i aktywizację automatyki SCO dokonującej wyłączenia odbiorców ok. 13000 MW. Polski system elektroenergetyczny stał się największym systemem w wydzielonej północnowschodniej części UCTE i miał decydujące znaczenie dla opanowania wzrostu częstotliwości w pierwszym okresie po wystąpieniu zakłócenia, przejmując na siebie zbilansowanie znacznej części pozostałej w tym obszarze nadwyżki mocy. Dzięki natychmiastowym działaniom podjętym przez polskie centrum dyspozytorskie nie dopuszczono do dalszego podziału systemu. Wraz z działaniami prowadzonymi w innych systemach pozwoliło to na skuteczne opanowanie dalszego wzrostu częstotliwości, a ok. godz. 23.00 umożliwiło synchronizację oddzielnie pracujących części UCTE. 10 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. W celu przeciwdziałania powstawaniu awarii systemowych powinny być instalowane inteligentne układy automatyki przeciwawaryjnej (emergency control) nazywane także zabezpieczeniami specjalnymi (special protection) lub zabezpieczeniami wielkoobszarowymi (widearea protection). O ile działania zwykłej automatyki mogą być wspomagane przez działania dyspozytora, to już działania inteligentnej automatyki przeciwawaryjnej muszą być bardzo szybkie, a więc w pełni automatyczne (bez udziału człowieka). Automatyka przeciwawaryjna działa w oparciu o przewidywanie rozwoju wydarzeń. Skrajnym sposobem ratowania systemu elektroenergetycznego jest dzielenie sieci przesyłowej wraz z siecią dystrybucyjną na wyspy. Z punktu widzenia bezpieczeństwa sieci przesyłowej inteligentna automatyka dzielenia całego systemu elektroenergetycznego na wyspy powinna być adaptacyjna. Wynika to z faktu, że punkty podziału sieci powinny uwzględniać lokalne bilanse mocy wytwarzanej i odbieranej. Uzupełnieniem tego powinno być również inteligentne tworzenie wysp w sieci dystrybucyjnej. Wadą obecnych pomiarów stosowanych w sieci przesyłowej jest brak synchronizacji w czasie. Należy zauważyć, że szczególnie duże wymagania pod względem synchronizacji pomiarów mają zabezpieczenia i automatyka przeciwawaryjna. Obecnie istnieje możliwość budowania systemów pomiarowych z dokładną synchronizacją czasu, tzw. WAMS (Wide Area Measurement System – Rozległe Systemy Pomiarowe), Rys. 4. WAMS Zabezpieczenia wykrywanie i likwidacja zakloceń Pomiary P,Q,U,I, stan laczników SCADA Regulacja częstotliwości i mocy wymiany Regulacja napięcia i mocy biernej Automatyka przeciwawaryj na i retytucyjna Ukady sterowania i regulacji turbin, generatorów, SVC, STACOM, UPFC, PST, baterii kondensatorów, przekadni transformatorów Rys. 4. Wykorzystanie WMAS w układach zabezpieczeń i automatyki systemowa w inteligentnej sieci przesyłowej. Praktyczna dokładność uzyskiwana z systemu satelitarnego GPS wynosi tu ok. 1s. Taki błąd w odniesieniu do 20 ms okresu prądu przemiennego 50 Hz jest błędem pomijalnym. Mierzone napięcia i prądy występujące w sieci przesyłowej są wielkościami przemiennymi 3-fazowymi, a w wielu zagadnieniach dotyczących takich analiz jak rozpływy mocy, stabilność napięciowa, stabilność kątowa przyjmuje się, że wielkości te są sinusoidalne. Upoważnia to do prowadzenia obliczeń za pomocą liczb zespolonych odpowiadających fazorom. Definicja fazora jest ściśle związana z analizą przebiegu okresowego za pomocą wektora wirującego na płaszczyźnie we współrzędnych prostokątnych. Fazor zawiera informację zarówno o wartości skutecznej jak i przesunięciu fazowym przebiegu względem układu współrzędnych wirującego z prędkością synchroniczną. Znając składowe fazora łatwo jest obliczyć jego długość i przesunięcie fazowe. Pomiarów dokonuje się za pomocą urządzeń PMU (Phasor Measurement Unit – Moduł Pomiaru Fazora). Urządzenie PMU ma własne 11 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. porty komunikacyjne i dzięki standaryzacji formatu danych wyjściowych może komunikować się z dowolnymi urządzeniami cyfrowymi. Pomiary z PMU można przekazywać do systemów SCADA. W strukturach WAMS przyjmuje się, że dane z urządzeń pomiarowych PMU przekazywane są do koncentratorów danych PDC (phasor data concentrator). Urządzenia pomiarowe PMU mogą być połączone z koncentratorem za pomocą bezpośrednich łączy przewodowych lub bezprzewodowych pracujących w układzie punkt – punkt lub za pomocą sieci komputerowych. Dane z koncentratorów PDC przekazywane są do komputerów realizujących funkcje SCADA oraz funkcje specjalne EMS lub funkcje sterowania przeciwawaryjnego. Największe możliwości rozwoju i zastosowania rozległych systemów pomiarowych WAMS dają sieci komputerowe składające się z wielu sieci lokalnych LAN (Local Area Network) oraz jednej sieci rozległej WAN (Wide Area Network). Sieci LAN obsługują wszystkie urządzenia automatyki w stacjach elektroenergetycznych. Poszczególne urządzenia automatyki komunikują między sobą i systemem SCADA. Jednym ze sposobów wykorzystania pomiarów fazorów jest śledzenie granic obciążalności termicznej linii oraz granicy stabilności kątowej i napięciowej, Rys. 5. Moc przesyłana, w MW Granica stabilności kątowej Granica stabilności napięciowej Granica obciążeń termicznych Margines bezpieczeństwa Przepustowość linii (korytarza) czas Rys. 5. Prawidłowe wzajemne usytuowanie granic przesyłu mocy w wybranym przekroju sieci, wynikających z najważniejszych ograniczeń technicznych. 12 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Nadmiarowa generacja wiatrowa 1.4 Zapas przesyłu mocy czynnej korytarzem U, pu 1.2 PMU 1 początek korytarza Paktualne 1 Pkryt 0.8 PMU 4 Lawina napięć 0.6 PMU 3 0.4 PMU 5 0.2 PMU 2 P,MW koniec korytarza 0 0 500 1000 1500 2000 2500 Rys. 6. Granica stabilności napięciowej korytarza przesyłowego wyznaczana on-line w oparciu o WAMS. Najbardziej niekorzystna jest sytuacja, gdy granica stabilności napięciowej jest położona poniżej granicy stabilności kątowej i obciążalności termicznej. Warto wspomnieć, że taka sytuacja miała miejsce w polskiej sieci przesyłowej w dniu 26 czerwca 2006 roku, kiedy to doszło do awarii napięciowej w północno-wschodniej części kraju. Prowadzenie ruchu sieci przesyłowej powinno odbywać się przy bezpiecznym zapasie przesyłu. Centrum dyspozytorskie powinno na bieżąco śledzić on-line zapas przesyłu mocy i porównywać z zapasami wyznaczonymi na etapie planowania. Obecnie barierą w wykorzystaniu nowoczesnych systemów WAMS nie są możliwości techniczne, lecz brak odpowiednich algorytmów sterowania SEE wykorzystujących pomiary fazorów. Wiele ośrodków naukowych na świecie pracuje intensywnie nad możliwościami wykorzystania WAMS w zabezpieczeniach, automatyce systemowej i śledzeniu on-ilne zapasów przesyłów mocy. Dzięki systemom WAMS możliwe jest tworzenie inteligentnych zabezpieczeń i inteligentnej automatyki systemowej. Docelowo systemy WAMS mogą być wykorzystywane do tworzenia samonaprawiających się systemów elektroenergetycznych. Należy zauważyć, że inteligentna sieć przesyłowa umożliwi skrócenie czasu trwania awarii systemowej. Na Rys. 5 pokazano przebieg typowej awarii napięciowej w systemie elektroenergetycznym wyposażonym w układy automatyki zapobiegające rozszerzaniu się awarii. W takim systemie już po kilkunastu minutach przywracane są normalne warunki pracy, podczas gdy obecnie usuwanie awarii trwa kilka godzin. 13 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. U,pu 0 - t1 - dynamiczne oddziaływanie generatorów - automatyka przeciwawaryjna - regulacja SVC, STATCOM 0.88 0.86 t1 - t2 - zabezpieczenia podnapięciowe 0.84 t2 - t3 - automatyczne podnapięciowe odciążanie 0.82 t3 - t4 - odbudowa napięcia - odłączanie odbiorów, zwiększanie generacji, zmiany konfiguracji sieci 0.80 min 0 t1 t2 t3 10 t4 Rys. 7. Typowy przebieg zmian napięcia oznaczający utratę stabilności napięciowej. Obrona systemu elektroenergetycznego przed awarią lub skrócenie czasu trwania awarii wymaga odpowiedniego wyboru środków zaradczych przez automatykę systemową, a następnie przez podjęcia właściwych decyzji przez dyspozytora. Z punktu widzenia przebiegu awarii napięciowej można wyróżnić kilka zasadniczych okresów czasowych, w których należy zastosować różne oddziaływania na system elektroenergetyczny. Przedział od 0 s do 1 s - po awaryjnym wyłączeniu mocno obciążonego elementu przesyłowego następuje nieustalony stan elektromagnetyczny w generatorze. W tym stanie nie działa jeszcze układ regulacji napięcia generatora i napięcie na zaciskach generatora znacznie się obniża, nawet poniżej 20%. Zbyt niskie napięcia węzłowe mogą być poprawione jeśli zostanie zastosowana szybka regulacja dodatkowych źródeł mocy biernej. Można to osiągnąć instalując statyczne kompensatory sterowane tyrystorowo SVC, STATCOM. Przedział od 1 s do 20 s - działają tu układy automatycznej regulacji napięcia generatorów i o ile nie są naruszone ograniczenia mocy biernej generatora, to napięcie na jego zaciskach jest równe napięciu w stanie przedzakłóceniowym. Nie działa jeszcze automatyczna regulacja przekładni transformatorów pod obciążeniem. Napięcia węzłowe mogą obniżyć się do wartości, które zainicjują działanie zabezpieczeń napięciowych. W takim przypadku należy przewidzieć załączenie sterowanych baterii kondensatorów. Przedział od 20 s do 60 s - jeżeli w trakcie regulacji napięcia generatorów nastąpiło naruszenie górnych lub dolnych dopuszczalnych wartości mocy biernej generatora, to zadziałają ograniczniki prądu wzbudzenia. Mogą tu być podjęte również sterowane załączenia dodatkowych baterii kondensatorów, jako środek zapobiegawczy przeciwko dalszemu obniżaniu się napięcia w sieci przesyłowej. Przedział od 1 minuty do 10 minut - jest to przedział działania automatycznej regulacji przekładni transformatorów pod obciążeniem. Niektóre z regulowanych przekładni mogą osiągnąć dolny lub górny swój pułap. W takim przypadku wypadają one z dalszej regulacji stając się transformatorami o stałych przekładniach. Przedział powyżej 10 minut obejmuje decyzje dyspozytora: zmiany konfiguracji sieci, zmiany generacji, odłączenia niektórych odbiorów, itp. Istotnym elementem przeciwdziałania awariom jest redukcja zapotrzebowania mocy odbiorów poprzez zarządzanie popytem energii elektrycznej w celu ograniczenia szczytowego zapotrzebowania, Rys. 8. 14 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. 26 25 24 Doba - Szczyt zimowy P, GW Zapotrzebowanie 23 22 Sterowane zapotrzebowanie 21 20 19 18 17 16 0 doba 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Rys. 7. Sterowanie zapotrzebowaniem mocy w celu zwiększenia zapotrzebowania mocy w nocy i zmniejszenia w ciągu dnia. Zwiększenie zapotrzebowania mocy w nocy i zmniejszenie w ciągu dnia wymaga oddziaływania na zachowanie odbiorców. W inteligentnej sieci przesyłowej jest to możliwe ze względu na fakt, że zastępczy odbiór w węzłach sieci 110 kV składa się z regulowanych części składowej, Rys. 9. Reasumując, można stwierdzić, że tworzenie w Polsce inteligentnej sieci przesyłowej wymaga realizacji następujących zadań. Prognozowanie zapotrzebowania energii i generacji wiatrowej z wykorzystaniem danych pogodowych. Tworzenie dynamicznych taryf energii umożliwiających wyrównanie krzywej dobowej zapotrzebowania mocy. Budowa systemu zdalnego oddziaływania na załączanie/wyłączanie odbiorców w celu zapobiegania rozwijaniu się awarii systemowych, w tym blackoutów. Rozbudowa techniczna systemu pomiarów WAMS i prowadzenie badań wykorzystania zsynchronizowanych pomiarów do zwiększenia bezpieczeństwa pracy sieci przesyłowej. Wprowadzanie adaptacyjnych zabezpieczeń i adaptacyjnych układów regulacji mocy, częstotliwości i napięć w sieci przesyłowej. W oparciu o WAMS monitorowanie zapasów stabilności kątowej i napięciowej oraz aktualnej dopuszczalnej obciążalności linii przesyłowych w celu zwiększeniu lub zmniejszeniu przepływów energii elektrycznej. Regulacja przepływów za pomocą urządzeń FACTS (UPFC, STACOM, SVC, PST). Monitorowanie zdolności wytwórczych odnawialnych źródeł energii elektrycznej i przygotowywanie decyzji o załączeniu lub wyłączeniu tych źródeł. Bilansowanie krajowego rynku energii elektrycznej z uwzględnieniem oddziaływania na pobór mocy przez odbiorców. Optymalizowanie wirującej rezerwy regulacyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznych i mocy wymiany zagranicznej. Symulowanie scenariuszy awarii systemowych i odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego oraz tworzenie systemów doradczych w centrach dyspozytorskich wspomagających w czasie rzeczywistym podejmowanie decyzji ruchowych. W sytuacjach awaryjnych przekazywanie odbiorcom przez internet informacji o rozległości awarii i przewidywanych czasach wyłączeń. 15 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. 110 kV - pomiary P,Q,U,I w liniach i transformatorach PCC regulacja przekladni SN - pomiary P,Q,U,I w liniach, transformatorach oraz lokalnych źródach PCC Lokalne Elektrownie SN INTERNET monitoring zdolności przesylowych Lokalna Elektrownia 110 kV regulacja Q Odb. SN URE,OSP URE,OSD sterowanie P taryfy EC FW 110 kV Odb. SN inteligentne liczniki sterowanie P,Q,U zal/wyl Aut. systemy el-en Mikrosieci regulacja P,Q,U Elektrownia wirtualna Rys. 9. Schemat ideowy inteligentnego odbioru w sieci przesyłowej 12.6. Inteligentne sieci dystrybucyjne Na rys. 10 przedstawiono schematycznie powiązania inteligentnej sieci przesyłowej z inteligentną siecią dystrybucyjną 110 kV i SN (średniego napięcia). Elektrownie systemowe wytwarzają moc, która jest transformowana z poziomu napięcia generatorowego na napięcie 400 kV lub 220 kV, a następnie przesyłana do stacji NN/110 kV. Siecią przesyłową zawiaduje Operator Systemu Przesyłowego, a sieciami dystrybucyjnymi - liczni Operatorzy Systemu Dystrybucyjnego. Sieci dystrybucyjne pobierają energię elektryczną z sieci przesyłowych i doprowadzają do odbiorcy końcowego. 16 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Elektrow nie węglowe G G Elektrow nie szczytowe Elektrow nie atomow e FW G Siec przesylowa 400/220 kV - Operator Systemu Przesylowego StacjeNN/110 kV PMU - WAMS StacjeNN/110 kV PMU - WAMS StacjeNN/110 kV PMU - WAMS Stacje 110/SN Stacje 110/SN pomiary P,Q,U,I Stacje 110/SN sieć sredniego i niskiego napięcia liczniki energii Mała Elektrownia Wodna FW Mikrosieć EC Turbiny Wiatrowe Elektrownia Biogazowa FW Mała Elektrownia Wodna Elektrownia wirtualna Operator Systemu Dystrybucyjnego - centrum dyspozytorskie - konwencjonalne pomiary - liczniki energii Rys. 10. Powiązania sieci dystrybucyjnej 110kV/SN z siecią przesyłową 400/220kV oraz elektrowniami systemowymi i rozproszonymi źródłami energii elektrycznej. URE,OSP URE,OSD 110 kVpomiary P,Q,U,I taryfy SN - pomiary P,Q,U,I Aut. SEE Odb. SN Lokalna generacja Odb. SN inteligentne liczniki P,Q,U,I Rys. 12. Schemat ideowy inteligentnego odbioru w sieci SN regulacja P,Q,U,I zal/wyl Elektrown ia wirtualna Autonomiczne SEE zal/wyl pomiary P,Q,U,I 17 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Obecnie brak jest pomiarów w znacznej części linii 110 kV, transformatorów 110kV/SN oraz praktycznie na wszystkich liniach średniego napięcia. Szczególnie dotkliwy jest brak pomiarów online na liniach 110 kV oraz szybkich komputerowych symulacji powyłączeniowych rozpływów mocy. Na Rys. 12 pokazano przykład dystrybucyjnej sieci w pełni opomiarowanej. Z889 Z843 Z829 Z886 110 kV - pomiary P,Q,U,I w liniach i transformatorach zaczep 11/9 T1 U=1.0832/1.0508 26 A /-22 A 0.96 Mvar 25 A /-23 A Odbiór pasywny (0.5+j02) MVA 0.1+j0.04) MVA (8.60-j0.45) MVA (3.33+j1.19) MVA zaczep 6/6 T2 20 kV - pomiary P,Q,U,I w sieci oraz źródłach lokalnych w liniach, transformatorach U=1.0828/1.0510 U=1.0791/1.0525 U=1.0772/1.0535 (17.29+j2.79) MVA (13.30+j3.70) MVA U=1.0716/1.0688 Wądoły 0.4 kV (0.07+j0.03) MVA / (0.04+j0.01) MVA 0.96 Mvar wylacznik S wierzyna 0.4 kV (0.07+j0.03) MVA /(0.04+j0.01) MVA Gręboczyce 0.4 kV (0.09+j0.04) MVA /(0.05+j0.02) MVA Autonomiczny SEE (0.00+j0.0) MVA (-1.10-j0.40) MVA -26 A /-36 A U=1.0802/1.0633 Odgałęzienie na Solniki Duże (0.43+j0.17)MVA /(0.10+j0.04) MVA -37 A /-39 A M ikrosieć 0.4 kV (0.03+j0.01) MVA /(0.01+j0.00) MVA -37 A /-39A PCC wylacznik U=1.0811/1.0642 G U=1.0809/1.0641 Stolarnia (0.03+j0.01) MVA /(0.01+j0.04) MVA E. Biogazowa U=1.0893/1.0725 U=1.0808/1.0640 (1.50+j0.00) MVA (1.50+j0.00) MVA odbiorca prosument Rys. 12. Symulacja pomiarów P,Q,U,I w sieci średniego napięcia zasilanej ze stacji GPZ 110/20 kV. Tłustym drukiem podano wartości w szczycie zimowym, drukiem pochyłym - w dolinie letniej. W sieci 110 kV bardzo ważne jest śledzenie on-line dopuszczalnej obciążalności przewodów, gdyż aktualna granica termicznej obciążalności jest zwykle wyższa od granicy ustalanej w oparciu o analizę statystyczną. Na Rys. 13 przedstawiono planowaną i aktualną obciążalność wybranej linii 110 kV w lipcu. Widać, że rzeczywista obciążalność przewodów jest większa od wartości klasycznie wyznaczonej. 18 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Rys. 13. Dopuszczalna obciążalność wybranej linii 110 kV w lipcu. Linia prosta oznacza wartość planowaną, a linia łamana - aktualną wartość wynikającą z warunków atmosferycznych. Problemy związane z bezpieczeństwem pracy sieci 110 kV dają się zauważyć z przebiegu awarii napięciowej 4 lipca 2009 r w zachodniej Polsce. Tego dnia wskutek zwarć spowodowanych przez gałęzie drzew został wyłączona 2-torowa linia 220 kV doprowadzająca energię elektryczną z El. Turoszów do stacji Polkowice 220/110 kV zasilającej duże odbiory KGHM. Ze względu na wcześniej zaplanowane remonty wyłączona była linia 220 kV doprowadzająca energię elektryczną do stacji Żukowice 220/110 kV, z której zasilane są również odbiory KGHM. W konsekwencji remontowych i awaryjnych zmian konfiguracji sieci radykalnej zmianie uległy przepływy mocy w liniach 110 kV, a w stacji Czarna 400/110 kV jeden z transformatorów był zbyt mocno obciążony, co mogło grozić jego przeciążeniem. Dyspozytorzy uzgodnili i podjęli o godzinie 11:50 decyzję przełączeń szynowych mających doprowadzić do wyrównania obciążeń transformatorów 400/110kV. Brak pomiarów oraz odpowiedniego oprogramowania komputerowego nie pozwolił dyspozytorom na symulację następstw tej operacji. Po zamknięciu sprzęgła skokowo wzrosło obciążenie dwóch ciągów liniowych w kierunku Polkowic do 118% i 115%, co doprowadziło do ich kaskadowego wyłączenia (o godzinie 11:59 linii 110 V Czarna – Przylesie i 12:02 Czarna – Kalinówka). Po wyłączeniach linii 110 kV pomiędzy stacjami Czarna i Polkowice nastąpił skokowy wzrost obciążenia linii 220 kV Mikułowa– Leśniów do wartości rzędu 115% (w ciągu 6 minut o 60 MVA do 460 MVA) i jej wyłączenie przez zabezpieczenia o godz. 12:06. Napięcie w sieci 110 kV obniżyło się do ok. 80 kV, powodując dalsze wyłączenia linii i odbiorów. Na przykładzie tej awarii widać, jakie niebezpieczeństwa niesie ze sobą rezerwowanie linii 220 kV ciągami linii 110 kV, gdyż wyłączenie linii 220 kV spowodowało przeciążenia krótkich ciągów 110 kV. Ważną rolę w rozwoju awarii odegrały nieodpowiednie nastawy automatyki zabezpieczeniowej oraz brak systemów informatycznych wspomagających decyzje dyspozytorów. We wnioskach poawaryjnych wskazano na konieczność przeanalizowania nastaw zabezpieczeń odległościowych linii 110 kV, zwłaszcza w odniesieniu do członów rozruchowych i stref końcowych, dla wyeliminowania zbyt wczesnego działania podczas przeciążeń. Postulowano również zastosowanie opomiarowania w sieci 110 kV, umożliwiającego w przyszłości pełną ich obserwowalność oraz wdrożenia narzędzi do symulacji on-line rozpływów mocy po zmianie konfiguracji sieci 400/220/110kV. Przerwy w dostawie energii elektrycznej, nawet krótkotrwałe, wiążą się z dużymi stratami dla dużych odbiorców energii wynikającymi z utraconego czasu produkcji. W przypadku kopalń 19 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. zagrożone jest również życie ludzkie. Dodatkowe problemy wynikają z obniżenia jakości energii elektrycznej, udarów napięciowych i zapadów napięcia, które mogą mieć wpływ na pracę urządzeń elektrycznych. W inteligentnej sieci dystrybucyjnej zintegrowane systemy informacyjne Operatorów Systemów Dystrybucyjnych powinny zbierać i przetwarzać informacje oraz wymieniać informacje z systemami informacyjnymi Operatora Systemu Przesyłowego. Wymienić tu można m.in. On-line pomiary przepływów energii, mocy, prądów, napięć i wskaźników jakości energii w stacjach NN/110 kV oraz w 110kV/SN. Monitorowanie aktualnej dopuszczalnej obciążalności ważnych linii 110 kV w celu zapobieżenia ich przeciążeniu. Monitorowanie zdolności wytwórczych lokalnych źródeł energii elektrycznej i przygotowywanie decyzji o załączeniu lub wyłączeniu tych źródeł. Bilansowanie lokalnych rynków energii elektrycznej i wymiany z sąsiednimi sieciami dystrybucyjnymi. Optymalizowanie mocy wirtualnych elektrowni i poboru mocy z sieci przesyłowej. Minimalizacja strat energii. Przygotowywanie scenariuszy awarii i odbudowy w sieci dystrybucyjnej 110 kV i średniego napięcia. Integracja systemów informacyjnych wirtualnych elektrowni z sieciami dystrybucyjnymi. W sytuacjach awaryjnych przekazywanie odbiorcom przez internet informacji o czasach wyłączeń. Inteligentne sieci dystrybucyjne umożliwią szybkie i skuteczne powstrzymanie rozprzestrzeniania się awarii oraz samo-naprawianie się sieci w sensie tworzenia najpierw zbilansowanych izolowanych wysp energii, a następnie ich synchronizowania w trakcie odbudowy sieci sprzed awarii. 12.7. Elektrownia wirtualna. Wirtualna elektrownia jest zdalnie sterowanym obiektem informatycznym łączącym ze sobą na wydzielonym obszarze wiele różnych lokalnych źródeł (elektrownie wodne, wiatrowe, fotowoltaiczne, turbiny gazowo-parowe, generatory napędzane dieslami lub silnikami gazowymi, itp.) i zasobników energii elektrycznej (zbiorniki wodne, akumulatory). OSD - centrum planowania, sterowania i regulacji elektrownią wirtualną zdalne pomiary i sterowanie Elektrownia wodna Wodny zasobnik energii Elektrownia biogazowa Elektrownia wiatrowa Elektrownia gazowo-parowa Wirtualna elektrownia Elektrownia fotowoltaiczna Akumulatorowe zasobniki energii 20 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Rys. 14. Schemat ideowy wirtualnej elektrowni Wirtualna elektrownia powinna wypełniać zadania związane z regulacją mocy i napięć w systemie elektroenergetycznym. Podobnie jak inne elektrownie musi brać udział w planowaniu dobowym pokrycia zapotrzebowania energii. Konieczne jest zatem zdalne zbieranie pomiarów z wszystkich składowych źródeł i zasobników tworzących wirtualną elektrownię, a następnie zdalne sterowanie produkcją energii w poszczególnych źródłach, by osiągnąć zaplanowaną wartość. 12.8. Inteligentne autonomiczne systemy elektroenergetyczne i mikrosieci Obecnie małe źródła energii elektrycznej są automatycznie odłączane od sieci po wystąpieniu zakłóceń. Jednak należy przewidywać w przyszłości wydzielanie się autonomicznych systemów elektroenergetycznych oraz mikrosieci. Na Rys. 14. pokazano przykładowy autonomiczny system elektroenergetyczny, wydzielany na wyspę po zbilansowaniu mocy. Typowy autonomiczny system obejmuje: źródła rozproszonej generacji, zasobniki energii, wyłącznik sprzęgający z siecią, niesterowane i sterowane odbiory elektryczne, przekształtniki energoelektroniczne, systemowy układ sterowania i kontroli. Jeżeli autonomiczny system obejmuje sieć niskiego napięcia 400 V, to taki system tworzy mikrosieć załączaną i wyłączaną inteligentnym wyłącznikiem, pełniącym również funkcje zabezpieczeń. W autonomicznym systemie mogą występować lokalne źródła energii o mocy kilku MW. W mikrosieci są to zwykle małe źródła o mocy od 1 kW do 100 kW. Najczęściej mogą to być baterie słoneczne, małe turbiny wiatrowe, ogniwa paliwowe, mikroturbiny, prądnice napędzane silnikami gazowymi i akumulatory. Niektóre ze źródeł mogą wytwarzać w skojarzeniu ciepło i elektryczność, np. elektrownie biogazowe. Większość takich małych źródeł wymaga energoelektronicznych przekształtników w celu uzyskania energii elektrycznej o wymaganej jakości napięcia i częstotliwości. Przykładowo, ogniwa fotowoltaiczne i akumulatory wytwarzają prąd stały, który musi być przez falownik zamieniony na prąd sinusoidalny. Przekształtniki muszą wystąpić także przy źródłach wytwarzających energię elektrycznej przy częstotliwości innej od 50 Hz. W autonomicznych systemach powinny występować zasobniki energii pozwalające dostosować wytwarzanie energii elektrycznej do dobowych zmian zapotrzebowania odbiorców. Zwykle są to baterie akumulatorów oraz superkondensatory. Zbilansowany energetycznie obszar wydzielany będzie za pomocą nowoczesnych wyłączników, sprzęgających autonomiczny system lub mikrosieć z siecią zewnętrzną. Wyłącznik taki realizować będzie nie tylko funkcje łącznika, ale także zabezpieczeń, pomiarów, telekomunikacji i synchronizacji z siecią zewnętrzną. Z punktu widzenia centrów dyspozytorskich zaletą autonomicznych systemów oraz mikrosieci jest fakt, że z punktu widzenia operatora tworzą one sterowalne odbiory, o regulowanej mocy czynnej i biernej, regulowanym napięciu i mogą być w razie potrzeby odłączane od sieci zewnętrznej. Aktualnie na świecie realizowanych jest kilkanaście projektów badawczych w zakresie mikrosieci niskiego napięcia. W Japonii od kilku lat pracuje mikrosieć wykorzystująca zintegrowane ogniwa paliwowe o łącznej mocy ok. 1.5 MW i ogniwa fotowolotaiczne o mocy ok. 0.5 MW. W mikrosieciach kanadyjskich firm BC Hydro i Hydro Quebec źródłami mocy są małe elektrownie wodne o mocy 3.5 MW zapewniające wyspowe zasilanie odległych osiedli. W Grecji na Uniwersytecie Technicznym w Atenach zrealizowano mikrosieć obejmującą turbinę wiatrową 1 kW, ogniwa fotowoltaiczne 1.1 kW i baterie akumulatorów 250 Ah. W Holandii w Bronsbergen Holiday Park eksperymentalna sieć obejmuje 210 budynków, przy czym 108 budynków jest wyposażone w baterie słoneczne o łącznej mocy maksymalnej 315 kW. Mikrosieć o napięciu 0.4 kV jest zasilana z transformatora 10/0.4 kV. W tej mikrosieci odbiory osiedla o mocy szczytowej 90 kW są rozdzielone na 4 linie trójfazowe z możliwością zasilania z własnych ogniw fotowoltaicznych i akumulatorowych zasobników energii albo z zewnętrznej sieci 10kV. W eksperymentalnych autonomicznych systemach i mikrosieciach testowane są rozwiązania techniczne automatycznego wydzielania i synchronizacji wyspy w stanach ustalonych i zwarciowych. 21 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Sieć zewnętrzna 0A /0A U=1.0755/1.0545 OSD: zal/wyl Inteligentny wyłącznik wydzielający wyspę Elektrownia biogazowa 1.5 MW bilansująca zapotrzebowanie U=1.0756/1.0547 Odbiory z zasobnikami akumulatorowymi (1.10+j0.00) MVA /(1.10+j0.00) MVA U=1.0802/1.0633 Odbiór pasywny (1.43+j0.15)MVA /(1.10+j0.54) MVA U=1.0809/1.0640 Prosumenci (0.07+j0.03) MVA /(0.01+j0.00) MVA U=1.0808/1.0640 U=1.0811/1.0642 Turbina wiatrowa (1.6+j0.00) MVA/(1.0+j0.00) MVA Odbiór o małych wymaganiach jakościowych (0.46+j0.03) MVA /(0.03+j0.01) MVA Rys. 14. Przykładowy autonomiczny system elektroenergetyczny. Wytłuszczonym drukiem podano symulowane pomiary w szczycie zimowym, a drukiem pochyłym - w letniej dolinie nocnej. Pojawianie się w sieci średniego i niskiego napięcia źródeł odnawialnych i zasobników energii elektrycznej będzie sprzyjało w przyszłości wydzielanie w sieci dystrybucyjnej autonomicznych systemów elektroenergetycznych oraz mikrosieci. Konieczne jest tu podejmowanie następujących zadań . Rozwój technologii inteligentnych wyłączników do wydzielania i synchronizacji zbilansowanych obszarów podsieci dystrybucyjnych. Tworzenie systemów zbierania i przetwarzanie informacji o aktualnych stanach pracy lokalnych źródeł (EC, wiatraki, EG, zasobniki, mikroturbiny). Rozwój systemy zabezpieczeń i automatyki sterującej pracą wyspy. Przekazywanie odbiorcom wyspy przez internet informacji o ograniczeniach poboru mocy czasie pracy wyspowej. 12.9. Inteligentne systemy odbioru energii elektrycznej Z punktu widzenia planowania i prowadzenia ruchu sieci elektroenergetycznej należy posługiwać się odbiorem zastępczym po stronie 110 kV transformatora w stacji GPZ, na poziomie SN (średniego napięcia) - odbiorem zastępczym magistrali linowych SN, na poziomie stacji transformatorowej SN/0.4kV - odbiorem zastępczym po stronie transformatora 0.4 kV, na poziomie 0.4 kV - odbiorami niskonapięciowymi 400 V. W inteligentnej sieci elektroenergetycznej powinny być zainstalowane liczniki w każdym z wymienionych punktów. Liczniki te powinny mierzyć nie tylko energię, ale także prąd, napięcia oraz moc czynną i bierną, gdyż wartości tych zmiennych są wykorzystywane do prowadzenia ruchu oraz optymalizacji sieci dystrybucyjnej. 22 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Dystrybutor będzie mógł śledzić pobory mocy na różnych poziomach napięciach swojej sieci i wysyłać informacje oraz sygnały sterujące do sieci SN w stacjach 110kV/SN oraz do poszczególnych liczników. W inteligentnej sieci elektroenergetycznej zapotrzebowanie będzie zarządzane w bardziej aktywny sposób, umożliwiając centrom dyspozytorskim aktywne równoważenie zapotrzebowania z dostawą energii elektrycznej. Aby to umożliwić, odbiorcy końcowi energii elektrycznej muszą mieć dostęp do funkcji monitorujących i kontrolujących, które dostarczają odbiorcom indywidualnym szczegółowych informacji na temat tego, w jaki sposób i kiedy wykorzystują energię elektryczną oraz tego, w jaki sposób mogą aktywnie przyczynić się do ograniczenia zapotrzebowania szczytowego. W zintegrowanych systemach informatycznych obejmujących inteligentne liczniki wykorzystywane będą różne techniki przesyłu informacji, m.in.: PLC - przesył danych po przewodach niskiego napięcia , do których przyłączany jest licznik. łączność na częstotliwościach radiowych. telefonia komórkowa. internet. Komunikacja w czasie rzeczywistym między dostawcami i odbiorcami energii elektrycznej umożliwi użytkownikom bezpośrednią reakcję na zmieniające się warunki i ceny. W umowach odbiorca za oferowany upust przez dostawcę energii elektrycznej może zgodzić się na ograniczenie dostawy, aż do całkowitego odłączenia. Ceny energii elektrycznej w Polsce dla odbiorców końcowych są ustalane w postaci taryf. Cena energii wynika z opłaty za transport energii sieciami dystrybucyjnymi oraz za zużycie energii. Opłata za transport energii dotyczy usługi świadczonej przez operatora systemu dystrybucyjnego. Opłata za zużycie energii dotyczy zużycia według wskazań licznika rozliczanego przez przedsiębiorstwo sprzedające energię elektryczną. Stawki cenowe energii dla poszczególnych grup odbiorców zależą od tego dla jakich potrzeb następuje zużycie energii. Najliczniejszą grupę tworzą odbiorcy grupy przyłączeniowej IV i V: grupa IV – odbiory przyłączone bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym mniejszym od 1 kV oraz mocy przyłączeniowej powyżej 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A, grupa V – odbiory przyłączone bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym mniejszym od 1 kV oraz mocy przyłączeniowej mniejszej od 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A, Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany z uwzględnieniem poziomu napięcia zasilania w miejscu dostarczania energii, wartości mocy umownej, liczby i rodzaju stref czasowych. Taryfa zależna od napięcia: A – dla napięcia wysokiego, B – dla napięcia średniego, C – dla napięcia niskiego, G i R – niezależne od napięcia zasilania. Taryfa C obejmuje liczną grupę takich odbiorców jak banki, sklepy, przychodnie zdrowia, punkty handlowo-usługowe, oświetlenie ulic miast i wsi. Taryfa R to stawki opłat stosowane w rozliczeniach z odbiorcami bez układów pomiaroworozliczeniowych (liczników). Ma zastosowanie dla zorganizowania tymczasowego miejsca poboru prądu np. plan filmowy, cyklinowanie podłóg, iluminacji obiektów. Taryfa G stosowana jest dla odbiorców zużywających energię na potrzeby gospodarstw domowych i związanych z nimi pomieszczeń piwnicznych, strychów czy garaży. Taryfa G ma także zastosowanie wobec lokali mających charakter zbiorowego zamieszkania: domy akademickie, internaty, plebanie, kanonie, wikariaty, rezydencje biskupie, koszary wojskowe, domy opieki społecznej, hospicja, domy dziecka – oraz pomieszczeń związanych służących potrzebom socjalno-bytowym. Taryfa zależna od mocy umownej: 1 – grupy taryfowe dla odbiorców o mocy umownej równej lub niższej od 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym nie większym niż 63 A, 2 – grupa taryfowa dla odbiorców o mocy umownej większej od 23 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczeń przedlicznikowych w torze prądowym większym od 63 A. Taryfa zależna od stref: 1 – rozliczenie jednostrefowe, 2 – rozliczenie dwustrefowe, 3 – rozliczenie trójstrefowe. Podgrupy C zależne od pory doby: a – rozliczenie w strefach szczytowej i pozaszczytowej, b – rozliczenie w strefach dziennej i nocnej. Przykłady taryf - dla odbiorców zasilanych z sieci niskiego napięcia (nN) o poborze mocy wyższym od 40 kW, z licznikiem energii czynnej wyposażonym we wskaźnik mocy: C21, C22a, C22b, C23; - dla odbiorców zasilanych z sieci nN o poborze mocy równej lub niższej od 40 kW, z licznikiem energii czynnej bez wskaźników mocy: C11, C12a, C12b; - dla odbiorców zasilanych niezależnie od poziomu napięcia: G11, G12, R. W grupie odbiorców taryfowych C1, C2, G przewiduje się w 2012 r zainstalowanie ok. 1 mln liczników inteligentnych, a w 2020 r ok. 16 mln. Jest to więc ogromne przedsięwzięcie techniczne i ekonomiczne. Koszt inteligentnego licznika wynosi ok. 160 zł., a w przypadku wymiany istniejącego licznika na nowy - koszt ten spada do ok. 35 zł. Do kosztów należy doliczyć koszt koncentratora, instalacji oraz zarządzania systemem informatycznym. W konsekwencji łączny koszt przedsięwzięcia w przeliczeniu na licznik może wynosić ok. (500-600) zł, co daje łączną kwotę ok. 8 mld zł. Czas życia obecnie produkowanych inteligentnych liczników wynosi ok. 15 lat, o ile wcześniej ten licznik nie zestarzeje się z powodu rozwoju technik teleinformatycznych. Z punktu widzenia odbiorcy istotne jest to, że to on poniesie koszty inteligentnego opomiarowania. Ważne zatem jest, jakich korzyści finansowe może oczekiwać w przyszłości. SEE licznik en. elektr. L1 akumulator bateria słoneczna L2 oswietlenie mikroturbina L3 lodówka, pralka, kuchnia inne odbiorniki odbiór 3 -fazowy turbina wiatrowa 3 - fazowa Rys. 15. Prosument - odbiorca z własnymi źródłami energii elektrycznej. 24 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Z powodu rosnących cen energii elektrycznej coraz więcej odbiorców końcowych będzie zainteresowanych instalowaniem u siebie własnych xródeł energii elektrycznej. W publikacjach dotyczących smart power grids pojawia się pojęcie prosumenta (pro-ducer + con-sument). Jest to odbiorca, który dysponuje własnym źródłem energii, przeznaczonym na własne potrzeby, ale także sprzedającego nadwyżkę energii do sieci dystrybucyjnej (z własnej woli lub na polecenie dystrybutora). W warunkach polskich prosumentami mogą być pojedynczy odbiorcy do 40 kW z zainstalowanymi za licznikiem ogniwami, mikroturbinami i fotowoltaiką. OSD Regulowana Klimatyzacja Regulowane oświetlenie Sprzedawca Wizulizacja Decyzje taryfy opłaty Licznik enrgii pomiary P,Q,U,I Koncentrator Zal/wyl odbiorniki Własne źródła energii (ogniwa, mikroturbiny, fotowoltaika) Licznik wody Licznik ciepla Licznik gazu Rys. 16. Informatyczne powiązania prosumenta z otoczeniem. Przy ustalaniu parametrów technicznych liczników należy brać pod uwagę standardy wynikające z dyrektyw Unii Europejskiej 2006/32/WE oraz 2009/72/WE zdefiniowane następująco: dwustronna, zdalna transmisja danych, komunikacja między odbiorcą i sprzedawcą w czasie rzeczywistym, przesył danych z licznika do sprzedawcy, transmisja informacji od sprzedawcy do licznika. Ze względu na planowany 15-letni czas eksploatacji inteligentnego licznika trzeba również brać pod uwagę zdolność licznika do bezprzewodowego komunikowania się z innymi elektronicznymi nowymi mediami odbiorcy. Następujące wymagania wydają się być konieczne. 1. Inteligentne liczniki powinny pokazywać graficznie przetworzone aktualne i przewidywane ceny energii w poszczególnych porach doby, symulowane koszt zużycia energii. 2. Liczniki zintegrowane poprzez TV oraz internet z portalami wytwórców i dystrybutorów, powinny pozwalają wybierać oferty sprzedaży energii w różnych przedziałach czasu. 3. Liczniki powinny wykonać polecenie użytkownika i dostawcy o odłączeniu zasilania.. 4. Liczniki energii elektrycznej razem z licznikami ciepła, wody i gazu powinny tworzyć zintegrowany system opomiarowania mediów w lokalu odbiorcy. 5. Wszystkie liczniki powinny wykonać pomagać odbiorcy optymalizować koszty zużywanej energii elektrycznej i cieplnej oraz wody i gazu. 6. W sytuacjach awaryjnych zintegrowany system opomiarowania powinien przekazywać podstawowe informacje o przyczynach awarii i spodziewanym czasie braku zasilania lub dostaw. 25 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. 12.10. Inteligentny budynek Szacuje się, że ok. 1/3 światowego zużycia energii przypada na budynki handlowe i mieszkalne . Dotyczy to głównie ogrzewania i chłodzenia oraz zasilania urządzeń elektrycznych. Stosując inteligentne systemy kontroli dostosowujące ogrzewanie i klimatyzację, oświetlenie i pracę elektrycznych odbiorników do rzeczywistych wymogów można zapewnić znaczne obniżenie zużycia energii w inteligentnym budynku. Przykładowo, odbiorcy będą mieli możliwość wprowadzania zmian w nastawach systemów automatyki w budynkach w taki sposób, aby ogrzewanie było zmniejszane podczas okresów szczytowego zapotrzebowania. Mogą również upoważnić dostawcę energii do zdalnego podjęcia takich działań. Pierwsze inteligentne budynki to biurowce, które zaczęto stawiać w Stanach Zjednoczonych w połowie lat 80. XX w. Także wybudowane ostatnio w Warszawie wieżowce spełniają definicję budynku inteligentnego (Warsaw Trade Tower przy Chłodnej, Kaskada przy al. Jana Pawła II, Warsaw Trade Center na Woli, budynek Elektrimu). Inteligentny budynek, to obiekt, w którym mieszkańcy panują nad wszystkimi funkcjami swojego domu. Nie muszą jednak pamiętać o wielu czynnościach, gdyż urządzenia domowe są centralnie zarządzane przez system informatyczny oparty na czujnikach. Zarządzanie obejmuje m.in. sterowanie ogrzewaniem, wentylacją, klimatyzacją domu, oświetleniem i nadzoruje ochronę przeciwpożarową itp. System zarządzania jest dopasowany do potrzeb użytkowników i steruje systemem ogrzewania, klimatyzacji, wentylacji czy filtracji powietrza. 26 Krzywa dobowego zapotrzebownia P, GW 25 24 Rozladowanie Zapotrzebowanie 23 22 21 Generacja wiatrowa ladowanie pojazdow elektrycznych 20 19 18 17 16 doba 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Rys. 17. Wyrównanie krzywego zapotrzebowania dobowego z udziałem ładowania pojazdów elektrycznych w nocy i rozładowania w szczycie wieczornym w inteligentnych budynkach. Jeżeli pojazdy elektryczne upowszechnią się, to inteligentny budynek może pełnić również funkcje stacji ładowania i rozładowania akumulatorów samochodowych. Większość samochodów jest używanych przez jedną lub dwie godzinny dziennie i przez pozostały czas stoją nieużywane. Dystrybutor energii elektrycznej może wykorzystywać akumulatory zaparkowanych pojazdów elektrycznych podłączonych do sieci energetycznej do składowania nadmiernej ilości energii elektrycznej. Moduły ładujące w inteligentnym budynku powinny zapewnić ładowanie akumulatorów przez noc, przy minimalnym wpływie na sieć i przy opłacalnych kosztach. W ciągu dnia możliwe powinno być gromadzenie energii z akumulatorów w zasobnikach energii znajdujących się w inteligentnym 26 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. budynku. Punkty ładowania i rozładowania muszą być wydajne i powinny umożliwiać naładowanie akumulatora w czasie pracy kierowcy. Punkty te muszą również obejmować systemy płatności. Tworzenie w przyszłości inteligentnych budynków wymagać będzie rozwiązywania następujących zadań. 1. Rozbudowa i integracja systemów czujników i pomiarów. 2. Tworzenie informatycznych systemów sterowania i regulacji poborem energii elektrycznej. 12.12. Korzyści z inteligentnych sieci elektroenergetycznych Inteligentna sieć elektroenergetyczna potrafi harmonijnie integrować zachowania i działania wytwórców, operatorów, odbiorców i zapewnia zrównoważony rozwój ekonomiczny kraju po możliwie najmniejszych kosztach społecznych. Urzeczywistnienie koncepcji inteligentnych sieci elektroenergetycznych będzie możliwe dzięki bardzo szybkiemu rozwojowi technologii informacyjno - komunikacyjnych oraz internetu. Z tworzeniem inteligentnych sieci elektroenergetycznych związane jest wiele różnych obiektów i instytucji. Są to m.in. odbiorcy energii elektrycznej, w tym prosumenci, wytwórcy energii sprzedawcy energii dostawcy liczników firmy rozwijające technologie informacyjno-komunikacyjne operatorzy telekomunikacyjni regulator rynku energii operator systemu przesyłowego OSP operatorzy systemów dystrybucyjnych OSD Opinia publiczna, ekolodzy Parlament Naukowcy Eksperci Edukacja Rząd INTERNET URE OSP OSD Operatorzy telekomunikacyjni Dostawcy liczników Firmy rozwijające technologie informacyjno komunikacyjne Sieci elektroenergetyczne 400/220/110/20/15/6/0.4 kV jako obiekt techniczny Odbiorcy energii Prosumenci Sprzedawcy Wytwórcy energii Rys. 12. Podmiotu i grupy interesu związane z rozwojem inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Rozwój inteligentnych sieci elektroenergetycznych pociąga za sobą zyski i straty grup interesu, które będą starały się wymuszać własne kierunki rozwoju sieci. Z punktu widzenia odbiorcy kupującego energię istotne jest to, że rozwój inteligentnych sieci pociągnie za sobą znaczne nakłady finansowe, które mogą spowodować wzrost cen energii. W szczególności dotyczący to instalowania 27 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. inteligentnych liczników e elektrycznej oraz opomiarowania sieci dystrybucyjnych. W świetle tego należy wskazać na korzyści. Korzyści Regulatora 1. Poprawa efektywności mechanizmów konkurencyjnych na rynku energii. 2. Zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. 3. Możliwość oceny efektywności inwestycyjnych i eksploatacyjnych działań OSP oraz OSD. 4. Weryfikacja jakości energii dostarczanej odbiorcom końcowym. 5. Zwiększenie udziału generacji odnawialnej w produkcji energii. Korzyści Operatora Systemu Przesyłowego 1. Aktywne wpływ na wyrównanie dobowej zmienności zapotrzebowania energii. 2. Zmniejszenie rezerwy regulacyjnej. 3. Zwiększenie wartości wprowadzanej do sieci generacji odnawialnej. 4. Obniżenie kosztów bilansowania poprzez zdalną redukcję zużycia energii . 5. Zwiększenie obserwowalności sieci dzięki WAMS. 6. Zwiększenie przepustowości sieci dzięki śledzeniu on-line zapasów obciążalności termicznej, stabilności kątowej i napięciowej. 7. Ograniczenie ryzyka blackoutu dzięki wprowadzaniu adaptacyjnej automatyki systemowej i przeciwawaryjnej. 8. Skrócenie czasu trwania awarii i szybsza restytucja systemu dzięki adaptacyjnej automatyce oraz zdalnemu sterowaniu zal/wyl odbiorów. 9. Regulacja wymiany zagranicznej dzięki urządzeniom FACTS 10. Optymalizacja rozpływów mocy czynnej i biernej dzięki pełnemu opomiarowaniu stacji GPZ 110kV/SN. 11. Zmniejszenie strat przesyłowych dzięki regulacji baterii kondensatorów oraz tyrystorowych urządzeń SVC, STATCOM, UPFC. 12. Obniżenie ryzyka roszczeń odszkodowawczych. Korzyści Operatora Systemu Dystrybucyjnego 1. Kontrola rozpływu mocy czynnej i biernej w sieci 110 kV oraz SN. 2. Kontrola napięć dzięki regulowanym bateriom oraz tyrystorowym urządzeniom DSTATCOM. 3. Zmniejszenie strat mocy czynnej w sieci dystrybucyjnej dzięki regulacji rozpływów mocy biernej. 4. Lokalne bilansowanie dostaw i odbioru energii dzięki autonomicznym systemom elektroenergetycznym oraz mikrosieciom oraz regulacji elektrowni wirtualnych. 5. Zarządzanie jakością energii w miejscach dostarczania. 6. Szybsze wykrywanie i lokalizacja zwarć i uszkodzeń elementów dzięki pełnemu opomiarowaniu. Korzyści handlowej obsługi odbiorców 1. Oszczędności na dokonywaniu odczytów. 2. Skrócenie czasu od odczytu do wystawienia faktury. 3. Ograniczenie kosztów niezbilansowania poprzez dopasowanie się do rzeczywistego zużycia energii przez klientów. 4. Redukcja reklamacji. 5. Ograniczenie nielegalnego poboru energii. Literatura [1]. EUROPA 2020 - Strategia na rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju sprzyjającego włączeniu społecznemu. COM(2010) 2020. http://ec.europa.eu/information_society/europe/i2010/index_en.htm [2]. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, wersja dostępna na stronie internetowej http://www.mg.gov.pl/Gospodarka/Energetyka/Polityka+energetyczna. [3]. European Commission, European SmartGrids Technology Platform, 2006. [4]. Malko J., Sieci inteligentne - zasady i technologie, Rynek energii, Nr 3(82), 2009, s.1-9. 28 Wykład 12 -Zasady tworzenia i funkcjonowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych. [5]. Billewicz K., Perspektywy wdrożenia smart meteringu w Polsce, Wiadomości elektrotechniczne, 1/2012. [6]. Zhenhua Jaing, Fangxing Li, Wei Qiao, Hongbin Sun, Hui Wan, Jianhui Wang, Yan Xia, Zhao Xu, Pei Zhang, A vision of Smart Transmission Grids, IEEE PES General Meeting, Calgary 2009. [7]. Bose A., Smart Transmission Grid Applications and Their Supporting Infrastructure, IEEE Trans. on Smart Grid, vol.1, No.1, June 2010. [8]. WU F.F., Moslehi K., Power System Control Centers: Past, Present and Future, Proc. of IEEE, vol. 93, no.11, November 2005. [9]. Lasseter R., Akhil A., Marnay Ch., Stevens J., Dagle J., Guttromson R., Meliopoulos A.S., Yinger R., Eto J., The CERTS MicroGrid Concept. http://www.localenergy.org/pdfs/Document Library/Microgrids.pdf [10]. Machowski M., Rozległe systemy pomiarów synchronicznych w automatyce elektro-energetycznej. Część I. Synchroniczny Pomiar Fazorów, Automatyka Elektroenergetyczna, Nr 2, 2005, str .26-34. Część II. Przykłady zastosowań i kierunki badań, Nr 3, 2005, str .11-19. [11]. "Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci." Materiał dostępny na stronie internetowej PSE-Operator S.A. Zagadnienia do zapamiętania 1. Inteligentna sieć przesyłowa. 2. Inteligentna sieć dystrybucyjna. 3. Sterowanie popytem na energię elektryczną. 4. Obniżanie szczytów zapotrzebowania mocy.
