Z SYSTEMEM ELEKTROENERGETYCZNYM

Transkrypt

1 VII KONFERENCJA PRZYŁĄCZANIE I WSPÓŁPRACA OZE Z SYSTEMEM ELEKTROENERGETYCZNYM CZERWCA 2018 R. WARSZAWA ORGANIZATOR PATRONAT HONOROWY

2 Materiały konferencyjne zostały przygotowane na podstawie składów komputerowych dostarczonych przez Autorów Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej ul. Wołyńska 22, Poznań tel , fax ptpiree@ptpiree.pl

3 VII KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA PRZYŁĄCZANIE I WSPÓŁPRACA OZE Z SYSTEMEM ELEKTROENERGETYCZNYM ORGANIZATOR POLSKIE TOWARZYSTWO PRZESYŁU I ROZDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ UL. WOŁYŃSKA 22, POZNAŃ, TEL , FAX PATRONATY HONOROWE - MINISTER ENERGII - PREZES URZĘDU REGULACJI ENERGETYKI MIEJSCE HOTEL MERCURE WARSZAWA CENTRUM, UL. ZŁOTA 48/54, WARSZAWA TERMIN CZERWCA 2018 R. RADA PROGRAMOWA - DARIUSZ STRZELECKI ENEA OPERATOR SP. Z O.O. - GRZEGORZ WIDELSKI ENERGA OPERATOR SA - WŁODZIMIERZ MUCHA PSE SA - MACIEJ MRÓZ TAURON DYSTRYBUCJA SA - KRZYSZTOF MADAJEWSKI INSTYTUT ENERGETYKI O/GDAŃSK - IRENEUSZ GRZĄDZIELSKI POLITECHNIKA POZNAŃSKA - WOJCIECH TABIŚ BIURO PTPIREE - WOJCIECH KOZUBIŃSKI BIURO PTPIREE

4

5 SPIS TREŚCI Referaty zostały umieszczone w materiałach zgodnie z kolejnością nadsyłania Nr sesji / Nr referatu Tytuł Strona 2/2 Wpływ Kodeksów Sieciowych na przyłączanie i funkcjonowanie OZE Przemysław Kałek (Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy) /3 Wymagania ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy OZE w zakresie niezrealizowanych inwestycji oraz możliwości wypowiedzenia umowy Zbyszko Wizner (Sołtysiński Kawecki & Szlęzak) /1 Współpraca 700 jednofazowych mikroinstalacji z siecią niskiego napięcia studium przypadku Maciej Mróz (TAURON Dystrybucja SA) /2 Sterowanie pracą instalacji PV Aleksander Babś (Instytut Energetyki O/Gdańsk) /3 Ograniczenie wzrostu napięcia spowodowanego intensywnym rozwojem fotowoltaiki w sieci nn Piotr Kacejko, Paweł Pijarski (Politechnika Lubelska) /1 Praktyczne aspekty współpracy magazynu energii i OZE w obszarze LOB wydzielonym z KSE Bogdan Czarnecki (Instytutu Energetyki O/Gdańsk) /2 Wpływ Kodeksów Sieciowych na przyłączanie i funkcjonowanie OZE Robert Jankowski, Andrzej Kąkol (Instytut Energetyki O/Gdańsk), Jerzy Rychlak (PSE SA) /5 Wykorzystanie farm wiatrowych do operatywnej regulacji parametrów stanów pracy sieci dystrybucyjnej 110 kv Ireneusz Grządzielski, Krzysztof Marszałkiewicz (Politechnika Poznańska), Bogumiła Strzelecka, Czesław Kolterman, Janusz Budzyń (Enea Operator Sp. z o.o.)... 79

6

7 WPŁYW KODEKSÓW SIECIO OWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOW WANIE OZE Przemysław Kałek Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE 7

8 8 WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE

9 WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE 9

17 WYMAGANIA USTAWY PRAWO ENERGETYCZNE ORAZ USTAWY OZE W ZAKRESIE NIEZREALIZOWANYCH INWESTYCJI ORAZ MOŻLIWOŚCI WYPOWIEDZENIA UMOWY Zbyszko Wizner Sołtysiński Kawecki & Szlęzak WYMAGANIA USTAWY PRAWO ENERGETYCZNE ORAZ USTAWY OZE W ZAKRESIE... 17

18 18 WYMAGANIA USTAWY PRAWO ENERGETYCZNE ORAZ USTAWY OZE W ZAKRESIE...

19 WYMAGANIA USTAWY PRAWO ENERGETYCZNE ORAZ USTAWY OZE W ZAKRESIE... 19

25 WSPÓŁPRACA 700 JEDNOFAZOWYCH MIKROINSTALACJI Z SIECIĄ NISKIEGO NAPIĘCIA STUDIUM PRZYPADKU Maciej Mróz TAURON Dystrybucja SA WSPÓŁPRACA 700 JEDNOFAZOWYCH MIKROINSTALACJI Z SIECIĄ NISKIEGO NAPIĘCIA... 25

26 26 WSPÓŁPRACA 700 JEDNOFAZOWYCH MIKROINSTALACJI Z SIECIĄ NISKIEGO NAPIĘCIA...

27 WSPÓŁPRACA 700 JEDNOFAZOWYCH MIKROINSTALACJI Z SIECIĄ NISKIEGO NAPIĘCIA... 27

35 STEROWANIE PRACĄ INSTALACJI PV Aleksander Babś Instytut Energetyki O/Gdańsk STEROWANIE PRACĄ INSTALACJI PV 35

36 36 STEROWANIE PRACĄ INSTALACJI PV

37 STEROWANIE PRACĄ INSTALACJI PV 37

43 OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM FOTOWOLTAIKI W SIECI NN Piotr Kacejko, Paweł Pijarski Politechnika Lubelska Streszczenie W artykule przedstawiono rozważania dotyczące warunków napięciowych w sieci niskiego napięcia o dużym nasyceniu mikroinstalacjami, w obrębie jednej stacji transformatorowej. Przy sumarycznej mocy źródeł, większej od mocy transformatora, pojawiają się przekroczenia napięciowe, które są niekorzystne dla odbiorców. Można je złagodzić, wykorzystując możliwości regulacji mocy czynnej i biernej źródeł zgodnie z wymaganiami normy EN [1]. Na podstawie przeprowadzonych analiz udowodniono, że właściwy dobór parametrów charakterystyk P(U) i Q(U) stosowanych do wszystkich instalacji fotowoltaicznych związanych z rozważaną stacją MV / LV, może znacznie poprawić warunki napięcia i spowodować zmniejszenie nieakceptowanego wzrostu napięcia, co potwierdza celowość zmian proponowanych do wprowadzenia w IRiESD. 1. WPROWADZENIE ROZWÓJ SEKTORA FOTOWOLTAIKI W POLSCE Rozwój fotowoltaiki postępuje w Polsce powoli. Moc zainstalowanych układów fotowoltaicznych przekracza dopiero MW, co w porównaniu do takich krajów jak Niemcy, Wielka Brytania czy Dania jest wartością znikomą [2]. Najwięcej instalacji przybywa w sieciach niskiego napięcia (mikroinstalacje). Jednak koszt mikroinstalacji (na dachu, powyżej 3500 Euro/kWp) oraz brak systemu wsparcia FIT ogranicza ten wzrost [3]. W niektórych gminach istnieją lokalne fundusze wsparcia, które powodują dla pojedynczych miejscowości i stacji MV/LV bardzo dużą koncentrację układów PV. Jedna z takich miejscowości była przedmiotem badań prowadzonych przez Politechnikę Lubelską. Wybrana do badań sieć testowa jest zlokalizowana na terenie działania jednego z operatorów sieci dystrybucyjnej w Polsce. Wybór sieci wynika z faktu występowania na terenie analizowanej wsi instalacji fotowoltaicznych o bardzo dużej łącznej mocy znamionowej. Przy mocy transformatora SN/nn 63 kva sumaryczna moc znamionowa instalacji PV (według nazewnictwa ustawy o OZE zwanych dalej mikroinstalacjami) wynosi 103 kw. Model sieci obejmuje topologię dwóch rozpatrywanych obwodów, parametry poszczególnych odcinków linii, wartości mocy odbieranych na przyłączach oraz lokalizację i wartości mocy zainstalowanych mikroinstalacji. Opracowano model matematyczny rozpatrywanej sieci LV. Dane sieci oraz inwerterów odpowiadają stanowi rzeczywistemu. Na kolejnych rysunkach przedstawiono schematy rozważanych obwodów OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM... 43

44 Rys. 1. Badana stacja transformatorowa oraz obwody niskiego napięcia Widoczna na rys. 2 roczna krzywa produkcji energii z instalacji PV o mocy 110 kw oraz roczna krzywa zapotrzebowania wskazują, że szczególnie w okresie letnim moc generowana przewyższa zapotrzebowanie rys. 3. Przepływ mocy w kierunku stacji transformatorowej powoduje wzrost wartości napięcia na końcach obydwu obwodów. Na rys. 4 przedstawiono przebieg rocznych wartości napięć dla obwodu nr 3 (średnie z 15 minut). W porównaniu ze stanem z zerową generacją dla 15 % kwadransów w roku (rok liczy kwadransów) napięcie przekracza wartość dopuszczalną czyli 1,1 U n (U n = 400 V) [4]. Odbiorcy skarżą się na zbyt wysokie wartości napięć (ponad 440 V, albo odpowiednio 253 V dla obwodów jednofazowych). Doraźne działania operatora sieci to ręczna zmiana przekładni transformatora MV/LV, odnotowywane są także wyłączenia instalacji przez zabezpieczenia podnapięciowe. Dalszy rozwój mikroinstalacji PV wymaga podjęcia kompleksowych działań zapewniających opanowanie wzrostów napięcia w obszarach o dużym nasyceniu mikroinstalacjami. Rys. 2. Przebieg rocznych zmian mocy obciążenia badanej stacji transformatorowej (SnT=63 kva) i oraz mocy generowanej w mikroinstalacjach PV o całkowitej mocy znamionowej 110 kw przyłączonych do obwodów zasilanych z tej stacji; pomimo pozornie dużej generacji PV energia konsumowana jest dwukrotnie większa od generowanej 44 OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM...

45 Rys. 3. Przebieg rocznej nadwyżki mocy generowanej dla badanej stacji transformatorowej (S nt =63 kva) w mikroinstalacjach PV o całkowitej mocy znamionowej 110 kw przyłączonych do obwodów zasilanych z tej stacji Rys. 4. Przebieg rocznych zmian napięcia na końcu jednego z dwóch obwodów zasilanych z badanej stacji transformatorowej (S nt =63 kva) i oraz mocy generowanej w mikroinstalacjach PV o całkowitej mocy znamionowej 110 kw; dla porównania zamieszczono przebiegi napięć dla zerowej generacji mocy 2. OCENA MOŻLIWOŚCI REDUKCJI NEGATYWNEGO ODDZIAŁYWANIA NAPIĘCIOWEGO MIKROINSTALACJI W SIECIACH NISKIEGO NAPIĘCIA Możliwości redukcji negatywnego oddziaływania napięciowego mikroinstalacji wynikają wprost z podstawowych relacji, przedstawionych poniżej w syntetycznej formie [5, 6, 7]. OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM... 45

46 Rys. 5. Ogólna charakterystyka warunków napięciowych w sieciach nn podstawy Tak więc, patrząc na powyższy rysunek, by zredukować efekt podbicia napięcia można zastosować następujące rozwiązania: Zmniejszenie trwale rezystancji i reaktancji elementów tworzących tor przesyłowy (transformator SN/nN i linia niskiego napięcia od stacji do miejsca zainstalowania mikroźródeł) poprzez ich modernizację zwiększenie mocy transformatora oraz zwiększenie przekroju przewodów linii; Zmniejszać wartość mocy generowanej w mikroinstalacjach i przesyłanej w kierunku stacji transformatorowej, albo w sposób trwały poprzez ograniczenia przyłączeniowe, albo przejściowo poprzez sterowanie mikroinstalacją ograniczające wartość tej mocy; Sterować mikroinstalacjami tak, by pobierały moc bierną, przy równoczesnej generacji mocy czynnej (według nazewnictwa stosowanego dla generatorów synchronicznych jest to praca pojemnościowa, praca z niedowzbudzeniem); według wskazań licznika czterokwadrantowego A-R+; Biorąc pod uwagę przewody i kable stosowane w sieciach niskiego napięcia można oszacować wpływ ograniczenia podskoku napięcia powodowanego przepływem mocy biernej. Rozpatrywano źródło PV o mocy 50 kw oraz przyjęto tryb generacji mocy biernej odpowiadający współczynnikowi mocy cosφ (pobór) = 0,935, czyli tgφ = - 0,4. Przy tak ustawionym (zadanym na falowniku, wg trybu określonego jako stały współczynnik mocy) źródło pobiera z sieci moc bierną równą 20 kvar. Z przeprowadzonych obliczeń najkorzystniejszy wpływ kompensujący podbicie napięcia osiąga się dla linii napowietrznych o dużych przekrojach; dla odcinka wykonanego linią AFL 70 mm2 podskok napięcia w wysokości 25,5 V byłby kompensowany spadkiem na reaktancji w wysokości 7,5 V (sumaryczny podskok wyniósłby 18 V). W niektórych sytuacjach ta redukcja miałaby istotne znaczenie dla utrzymania napięcia poniżej wartości dopuszczalnej 1,1Un Dla odcinka wykonanego linią kablową o takim samym przekroju, kompensacyjny wpływ reaktancji i przepływu mocy biernej ograniczyłby się do 2 V trudno nadać mu istotne znaczenie. Dopasować przekładnię transformatora SN/nN tak, by obniżać napięcie na szynach do granicy akceptowalnej dla odbiorców w stanie bez generacji (np. do wartości Un), ale równocześnie ograniczać skutki podbicia (co najwyżej do wartości 1,1Un) w stanie pełnej generacji mikroinstalacji (najczęściej byłby to zaczep +2,5%) 46 OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM...

47 Zainstalować dedykowane transformatory SN/nN z podobciążeniową regulacją przekładni, dotychczas niestosowane w praktyce krajowej, ale dostępne na rynku. Zastosować dedykowany, szeregowy transformator specjalny zwiększający reaktancję linii w warunkach narastania napięcia, przy równoczesnym poborze mocy biernej przez mikroinstalacje (układy te noszą generalnie nazwę LVR Line Voltage Regulator, na przykład urządzenie o nazwie firmowej AEG Thyrobox, podobne urządzenia firmy ABB oraz Schneider Elecric). 3. WYMAGANIA DLA FALOWNIKÓW KLUCZEM DO ROZWIĄZANIA PROBLEMU Analiza wyposażenia zastosowanego w mikroinstalacjach badanej miejscowości wykazały, że przy 22 instalacjach wykorzystano falowniki od 11 różnych producentów. Wszyscy dostawcy złożyli deklaracje zgodności urządzeń z wymaganiami normy EN Niestety były to deklaracje częściowo fałszywe. Dla wszystkich jednostek generację mocy biernej ustawiono jako zerową, ustawiając na stałe cosφ=1. Tylko 2 producentów falowników szeroko ustosunkowało się do listu Politechniki Lubelskiej wyjaśniając, że dla wygody blokują inne opcje pracy związane z mocą bierną. Co więcej, jeden producent przyznał, że jego falownik ma możliwość ustawienia charakterystyki P (U) (tak jak wymaga tego norma Nowej Zelandii AS/NZS :2015) [8]. Przeprowadzone badania wskazują, że zastosowanie falowników, dla których uaktywniono obydwie charakterystyki (widoczne na rys. 6 i rys. 7) pozwala na opanowanie problemu wzrostu napięć, przy niewielkim ograniczeniu energii produkowanej w mikroinstalacji [9, 10, 11]. Rys. 6. Charakterystyka Q(U), wymagana dla falowników OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM... 47

48 Rys. 7. Charakterystyka P(U), wymagana dla falowników 4. WYNIKI SYMULACYJNEJ OCENY SKUTECZNOŚCI WYKORZYSTANIA CHARAKTERYSTYK Q(U) ORAZ P(U) Dla obwodu z mocą P gmax = 50 kw zbadano symulacyjnie skuteczność zastosowania charakterystyki P(U) oraz Q(U) (zgodnie z rys.6 i rys.7). Zastosowano każdą charakterystykę osobno oraz obydwie razem. W przypadku charakterystyki Q(U) analityczne wyznaczanie punktu pracy polegało na rozwiązaniu równania nieliniowego, dla każdego i-tego kwadransa symulacji ( ) α P Q U = + + (1) i g max i i Ui U SLV R X U n Un gdzie: α i współczynnik generacji dla i-tego kwadransa U SLV napięcie na szynach LV (przyjęto stałą wartość) Q i (U i ) moc bierna wg charakterystyki z rys. 6 Na rys. 8 i 9 przedstawiono wyniki symulacji dla okresu jednego tygodnia (sierpień 2017). Dla mocy instalacji fotowoltaicznej P gi = α i P gmax przy napięciu U SLV = 420V przekroczenia dopuszczalnej wartości napięcia wystąpią przez 25 % kwadransów tygodnia (U i > 440 V) o ile Q i =const=0. Zastosowanie charakterystyki Q(U) (nastawienia: U d1 =400V, U d2 =410V, U S =420V, U d3 =430V, U d1 =440V) poprawia istotnie jakość napięcia (przekroczenia zredukowane do 10 %). 48 OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM...

49 Rys. 8. Tygodniowe zmiany mocy generowanej w instalacji fotowoltaicznej P gmax = 50 kw Rys. 9. Tygodniowe zmiany napięcia w miejscu przyłączenia instalacji PV, przy założeniu cos φ = 1 oraz po zastosowaniu charakterystyki Q(U) W przypadku zastosowania charakterystyki P(U) punkt pracy (U i α i ) znajduje się w miejscu przecięcia prostej o równaniu i ( ) z charakterystyką opisana jako α=g(u) rys. 7, przy czym α = tgγ U U (2) SLV tgγ = P g max U n R 1 ( 1+ tgϕtgϕ ) L (3) Przy odpowiednim doborze parametrów charakterystyki g(u) czyli U g, U d and α lim napięcie zostaje skutecznie ograniczone do 440 V (wskaźnik przekroczeń równy zeru). Wskaźnik niewykorzystanej energii z instalacji wynosi E PV /E PV =26%, co jest wartością możliwą do zaakceptowania, aczkolwiek znaczącą. Efekt skutecznego zastosowania charakterystyki P(U) falownika fotowoltaicznego pokazano na rys. 10 i rys. 11. OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM... 49

50 Rys. 10. Tygodniowe zmiany mocy generowane w instalacji fotowoltaicznej P gmax = 50 kw przed i po wykorzystaniu charakterystyki P(U) Rys. 11. Tygodniowe zmiany napięcia w miejscu przyłączenia instalacji PV, przy założeniu cos φ = 1 oraz po zastosowaniu charakterystyki P(U) Dzięki łącznemu zastosowaniu obydwu charakterystyk P(U) i Q(U) można osiągnąć znaczną redukcję wskaźnika niewykorzystanej energii z instalacji. Wartość napięcia również utrzymywana jest poniżej 440 V. Najskuteczniejsze wyniki ograniczenia wzrostu napięcia osiąga się, gdy U L jest bliskie U H. Na rysunku 12 i 13 przedstawiono efekty łączenia działania obydwu charakterystyk P(U) i Q(U) inwertera dla U L = 435 V i U H = 440 V. Wskaźnik niewykorzystanej energii został zredukowany o ponad cztery razy, do wartości 6%. 50 OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM...

51 Rys. 12. Tygodniowe zmiany mocy w miejscu przyłączenia instalacji fotowoltaicznej przy zastosowanych charakterystykach P(U) i Q(U), (U L =435V, U H =440V). Rys. 13. Tygodniowe zmiany napięcia w miejscu przyłączenia instalacji fotowoltaicznej przy zastosowanych charakterystykach P(U) i Q(U), (U L =435V, U H =440V). 5. WNIOSKI Instalowanie w sieciach LV dużej liczby mikroinstalacji PV może doprowadzić do niekorzystnego wzrostu napięcia ponad wartość dopuszczalną (U max = 440, U maxp = 253 V). Spośród kilku sposobów ograniczenia tych wartości w godzinach największego nasłonecznienia na uwagę zasługuje odpowiedni dobór charakterystyk falowników Q(U) i P(U). Wymaga to jednak zaangażowania operatorów, tak by certyfikaty przedstawione przez producentów i instalatorów były rzeczywiste, a nie fikcyjne oraz by operatorzy potrafili wymusić uaktywnienie tych charakterystyk oraz dobór parametrów zgodnie z zaleceniami. To rozwiązanie pozwoli w wielu przypadkach na uniknięcie dodatkowych wydatków na przebudowę sieci i kosztowne urządzenia regulacyjne transformatory z OLTC oraz transformatory szeregowe. Operatorzy, w karcie zmian dokumentu IRiESD z 2018 r. wprowadzili obowiązek stosowania charakterystyki Q(U) i zalecili uaktywnianie charakterystyki P(U). Jest to krok w dobrym kierunku. Zdziwienie budzi jednak fakt, że operatorzy nie znajdują formalnoprawnego sposobu aby obowiązki w zakresie odpowiedniego sposobu kształtu i nastawienia tych charakterystyk były adresowane do producentów falowników wprowadzanych na polski rynek, tak jak skutecznie jest egzekwowany obowiązek OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM... 51

52 dopasowania podstawowych właściwości różnego rodzaju urządzeń powszechnego użytku (samochody, silniki, źródła światła) do krajowych aktów prawnych i norm. Kierowanie wymagań w stosunku do inwestorów może okazać się nieskuteczne. BIBLIOGRAFIA 1. EN 50438, Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public low-voltage distribution networks. 2. M. Vandenbergh and et al.: Evaluation oftechnical solutions for large scale integration of PV in European distribution grids. 3rd International Workshop on Integration of Solar Power into Power Systems, London, United Kingdom, P. Kacejko, P. Pijarski.: Mangement of microgenerations of renewable energy sources - technical chalange or the marketing impuls? Rynek Energii 2016, Nr 1, vol. 122, pp EN 50160, Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems. 5. T. Ackermann, G. Anderson, L. Soder: Distributed Generation, Electric Power System Research, Vol. 57, 2001, pp N. Jenkins and et al.: Embedded Generation, IEE H. Saadat Power systems analysis, PSA Publishing, 3rd edition, AS/NZS : 2015 Grid Connection of Energy Systems via Inverters, Part 2 - Inverter Requirements. 9. VDE_AR_N 4105: , Power generation systems connected to the lowvoltage distribution network. 10. P. Lund and et al.: Connection of distribution effect on Power system. Technical report. SINTEF Energy Research Norway Network Code Requirements for grid connection on Generators, (EU) 2016/631, r. 52 OGRANICZENIE WZROSTU NAPIĘCIA SPOWODOWANEGO INTENSYWNYM ROZWOJEM...

53 PRAKTYCZNE ASPEK KTY WSPÓŁPRACY MAGAZYNU ENERGII I O W OBSZA ZARZE LOB WYDZIELONYM Z KSE OZE Bogdan Czarnecki Instytutu Energetyki O/Gdańsk PRAKTYCZNE ASPEKTY WSPÓŁPRACY MAGAZYNU ENERGII I OZE W OBSZARZE LOB... 53

54 54 PRAKTYCZNE ASPEKTY WSPÓŁPRACY MAGAZYNU ENERGII I OZE W OBSZARZE LOB...

55 PRAKTYCZNE ASPEKTY WSPÓŁPRACY MAGAZYNU ENERGII I OZE W OBSZARZE LOB... 55

69 WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE Robert Jankowski, Andrzej Kąkol Instytut Energetyki O/Gdańsk Jerzy Rychlak PSE SA 1. Wstęp W 2009 r zostało wydane ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (WE) Nr 714/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej. Dokument ten stanowi formalną podstawę do opracowania szeregu kodeksów sieciowych i wytycznych, mających rangę rozporządzeń unijnych, ze wszelkimi z tego wynikającymi konsekwencjami, których celem jest skoordynowane (między operatorami systemów przesyłowych) opracowanie zasad zapewniających udostępnienie skutecznego i przejrzystego transgranicznego dostępu do sieci przesyłowych i zarządzania nimi oraz umożliwienie skoordynowanego planowania rozwoju technicznego systemu elektroenergetycznego w ramach Unii Europejskiej. Część wymogów określonych w kodeksach sieciowych ma charakter wymogów ramowych czy też opcjonalnych. W odniesieniu do nich decyzja o ich ostatecznym kształcie obowiązywania jest podejmowana na poziomie krajowym. Na przykład w przypadku kodeksu sieciowego dotyczącego przyłączeń źródeł wytwórczych do systemu elektroenergetycznego (ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci Network Code Requirements for Generators (nazywany dalej: NC RfG) w ramach krajowej implementacji operatorzy systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych opracowują wymogi ogólnego stosowania na podstawie ramowych i opcjonalnych wymogów, a następnie wymogi te podlegają zatwierdzeniu przez krajowy urząd regulacyjny (URE). Propozycja takich wymogów, opracowanych przez OSP, została opublikowana na stronie PSE S.A. w kwietniu [1]. OSP, we współpracy z PTPIREE uzgodnił wymogi, w zakresie obowiązujących OSD [2]. Trzeba mieć na uwadze, że część wymogów określonych w kodeksach odnosi się do całego systemu elektroenergetycznego w tym do istniejących źródeł wytwórczych (np. Rozporządzenie Komisji ustanawiające wytyczne dotyczące pracy systemu ( ), nazywane dalej: SO GL) a część co do zasady, tylko do obiektów nowych (np. wymogi NC RfG). Obserwowane od kilkunastu lat w systemie europejskim zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w tym energetyki rozproszonej małej mocy w sieci SN i nn, skutkuje systematycznym ubytkiem jednostek konwencjonalnych, efektem czego są zmiany w pracy systemu w tym zmniejszenie zdolności do regulacji częstotliwości oraz 1 Propozycja wymogów ogólnego stosowania wypracowana przez OSP, zgodnie z trybem wynikającym z NC RfG, jest przedstawiona do zatwierdzenia URE w terminie do dn r. WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE 69

70 napięć. Potrzeba zapewnienia bezpieczeństwa w systemie wymusza przeniesienie funkcji spełnianych do tej pory przez generację konwencjonalną na obiekty nowe przyłączane do sieci na napięciach poniżej 110 kv. Aby mogły skutecznie zastąpić wyparte generatory konwencjonalne, obiekty nowe muszą zapewnić: obserwowalność, sterowalność, zakres regulacyjny. 2. Objecie wymogami małych obiektów Jednym z bardzo istotnych elementów wizji tworzenia przyszłego systemu jest objęcie wymogami nawet małych obiektów. Zgodnie z zapisami NC RfG wymogi dotyczące generacji mają zastosowanie już dla obiektów o mocy od 800 W, zatem nawet małe źródła przyłączane do sieci nn podlegają wymogom kodeksu. Zgodnie z RfG, występują cztery grupy/typy źródeł wytwórczych A, B, C oraz D. Wszystkie źródła wytwórcze przyłączone do sieci WN i NN są klasyfikowane jako typ D. Progi mocowe kwalifikujące dany obiekt w sieci SN lub nn do konkretnej grupy zostały wypracowane przez OSP w drodze konsultacji z podmiotami sektora 2 zgodnie z trybem określonym w NC RfG. Przy klasyfikacji źródeł ustalono, w ramach zakresów przewidzianych w NC RfG, następujące progi mocowe [3] tj.: dla typu B, przyjęto 200 kw, w porównaniu z wartością maksymalną 1 MW, dla typu C przyjęto 10 MW, w porównaniu z wartością maksymalną 50 MW, dla typu D próg pozostawiono bez zmian: 75 MW, Na rysunku 1 pokazano wielkości progów mocowych kwalifikujących dany obiekt do konkretnej grupy. Symbolicznie zobrazowano również, że co do zasady, wymogi dla grupy PPM o mniejszych mocach przenoszą się na wymogi dla obiektów większych, tym samym, obiekty typu D musza spełniać najszerszy zakres wymogów, o ile w odniesieniu do konkretnego wymogu nie postanowiono inaczej. Jednocześnie, jeśli jakiś wymóg nie ulega przeniesieniu, to jest on zastępowany wymogiem innym, ostrzejszym. Typ D 75MW 110kV Typ C 10MW Typ B 200kW Typ A >800 W Rysunek 1. Progi mocowe dla różnych typów PPM 2 Propozycja progów mocowych wypracowana przez OSP, zgodnie z trybem wynikającym z NC RfG, została przedstawiona do zatwierdzenia URE w terminie do dn r. 70 WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE

71 2.1. Obserwowalność i sterowalność Do jednostek typu A zakwalifikowano źródła (moduły wytwarzania) o mocy od 800 W do 200 kw. Wartość progowa 200 kw została dobrana w taki sposób, aby ograniczyć w praktyce występowanie źródeł typu A wyłącznie do sieci nn. Jednostki typu B o mocach od 200 kw do 10 MW będą przyłączane do sieci SN. W artykule 13 ust. 6 zdefiniowano wymóg wyposażenia modułu wytwarzania w interfejs logiczny ( ), który umożliwi zaprzestanie generacji mocy czynnej w ciągu pięciu sekund od przyjęcia polecenia w porcie wejściowym. Właściwy operator systemu ma prawo określić wymogi dla urządzeń w celu zapewnienia zdalnego sterowania obiektem. Jednocześnie, w kodeksie NC RfG nie zdefiniowano wymogów dotyczących monitorowania pracy jednostek typu A. Można przypuszczać, iż zabieg ten był celowy i wynikał z (potencjalnej) mnogości jednostek wytwórczych typu A, z których pomiary należałoby odebrać i obsłużyć. Zamiast monitorowania każdego ze źródeł pracujących w promieniowych sieciach nn, OSD powinien rejestrować poziomy napięć i obciążeń w wybranych lokalizacjach i, w przypadku przekroczenia zadanych poziomów napięć i/lub obciążeń ograniczyć poziom generacji mocy czynnej. Tym samym polecenie zaprzestania generacji wydawane źródłom typu A powinno być traktowane, jako narzędzie udostępnione OSD do ograniczenia przekroczeń spowodowanych zbyt dużą generacją, nie zaś narzędzie do zarządzania poszczególnymi jednostkami. Wymóg zaprzestania generacji mocy czynnej w ciągu pięciu sekund dotyczy jednostek typu A ale również, na mocy Art. 14. ust. 1, jednostek typu B. Oprócz tego, w art. 14 ust. 2 zdefiniowano wymóg wyposażenia modułów wytwarzania typu B w interfejs na potrzeby zmniejszenia generowanej mocy czynnej po przyjęciu polecenia w porcie wejściowym. Szczegóły dotyczące rozwiązania (iteracyjnie, do wartości zadanej) zostały pozostawione do decyzji OSD. Z powodu spodziewanej, znacznej liczby obiektów typu A i B, identyfikacja modułów wytwarzania, do ograniczenia mocy nie powinna być pozostawiona dyspozytorowi. W rozwiązaniach docelowych obiekty, na których należy ograniczyć generowaną moc wraz ze wskazanym dopuszczalnym poziomem generowanej mocy (typ B) powinny być identyfikowane automatycznie na podstawie oceny aktualnych warunków pracy. Ograniczenia mocy powinny być zastosowane na tych obiektach/grupach obiektów, które mają wpływ na zagrożenie (przeciążenie, przekroczenie zakresu napięć). Idea ta została pokazana na rysunku 2, gdzie w sposób schematyczny przedstawiono fragmenty sieci WN, SN i nn. Grupą obiektów mogą być generacje przyłączone do wspólnego odejścia po stronie nn (wyróżnione odcieniem koloru niebieskiego), wszystkie obiekty generacyjne zasilane ze wspólnego transformatora SN/nn (wyróżnione kolorem zielonym) lub przyłączone do ciągu liniowego SN (odcień różowy). I tak, w przypadku problemów na odejściach w sieci nn, ograniczenie mocy będzie dotyczyło obiektów przyłączonych do tego odejścia. Jeśli problemy (napięciowe) będą występowały na większości odejść z transformatora SN/nn, to polecenie zaniżenia mocy będzie wysyłane do wszystkich modułów przyłączonych do tego transformatora. Układy pracy sieci SN i (w stopniu mniejszym) nn ulegają zmianom po wystąpieniu awarii czy na czas remontu. Stąd też procedura grupowania modułów wytwarzania powinna identyfikować układ pracy sieci (miejsca podziału) na potrzeby prawidłowej identyfikacji źródeł. WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE 71

72 Rysunek 2. Idea kompleksowego sterowania źródłami typu A i B Już obecnie należy rozważyć implementację narzędzia, które monitorując warunki pracy sieci SN i nn dokona identyfikacji zagrożeń oraz wskaże moduły wytwarzania, którym generowana moc zostanie ograniczona do zera (moduły typu A i/lub B) lub ograniczona według procedury ustalonej przez OSD. Nawet, jeśli przedstawiona idea narzędzia wspomagającego dyspozytora będzie wdrożona w przyszłości, to już teraz należy określić wymagania dotyczące protokołów komunikacji oraz, po przyłączeniu modułu wytwarzania oraz weryfikować wymagane funkcjonalności, tak by w przyszłości móc je wykorzystywać. Źródła wytwórcze zakwalifikowane jako typ A będą obserwowalne w sposób pośredni poprzez monitorowanie stanu pracy sieci na napięciu (typowo) niskim. Natomiast zgodnie z zapisami kodeksu SO GL (który dotyczy wszystkich użytkowników sieci, również tych, traktowanych przez kodeks NC RfG jako źródła istniejące) źródła typu B (i wyżej) będą zakwalifikowane jako znaczący użytkownik sieci SGU (ang. Significiant Grid User), od których można wymagać dostarczania do OSD informacji strukturalnych, grafikowych i danych czasu rzeczywistego (SO GL, Art. 50). W propozycji implementacji krajowej NC RfG zapisano ([1] i [2]), aby moduły wytwarzania typu B zapewniły zdolność do wymiany informacji w czasie rzeczywistym z właściwym OS. Ten, na mocy Art. 44 SO GL, może byćć zobowiązany do przekazywania do OSP mocy czynnej i biernej w polu zakładu wytwarzania energii i zagregowanych danych o wytwarzaniu z podziałem na źródło energii pierwotnej (litera h). Tym samym mimo informacje o stanie generacji w sieci SN mogą być kompletne. Pozwoli to na bardziej precyzyjne parametryzowanie algorytmów określających niezbędną redukcję generowanej mocy Generacja mocy biernej Dotychczasowe wymogi zapisane w IRiESD ENERGA Operator stanowią, że 72 WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE

73 ERGETYCZNYM Nie jest wymagane stosowanie urządzeń do kompensacji mocy biernej w przypadku jednostek wytwórczych, których moc osiągalna określona na przewód fazowy nie przekracza 4,6 kva (5 kwp dla jednostek wytwórczych fotowoltaicznych). W pozostałych jednostkach wytwórczych należy stosować urządzenia do kompensacji mocy biernej. Tymczasem w NC RfG możliwość postawienia wymogu generacji mocy biernej pojawia się dla obiektów typu B to jest o mocy powyżej 200 kw, czyli ponad 10-krotnie wyższej. IRiESD nie odnosi się do wymaganego zakresu generacji mocy biernej pozostawiając to do rozstrzygnięcia na etapie wydawania warunków przyłączenia. Z kolei w propozycji implementacji krajowej NC RfG [2] nie odniesiono się do stopnia skompensowania sowania mocy biernej natomiast podano wymagany zakres generowanej mocy biernej: Jeżeli właściwy OS nie postanowi inaczej, PPM typu B musi mieć zdolność do zapewnienia w punkcie przyłączenia, przy mocy maksymalnej, mocy biernej wynikającej z cos ϕ =0,95 w kierunku poboru i produkcji mocy biernej. Przy obciążeniu PPM mocą czynną w zakresie poniżej mocy maksymalnej do 0,1 mocy maksymalnej należy udostępnić całą dostępną moc bierną, zgodnie z możliwościami technicznymi, jednak nie mniej niż wynika to z cos ϕ =0,95 (dla aktualnej mocy czynnej), zarówno w kierunku poboru jak i produkcji mocy biernej. Przy obciążeniu PPM mocą czynną w zakresie poniżej 0,1 mocy maksymalnej należy udostępnić całą dostępną moc bierną, zgodnie z możliwościami technicznymi, przy czym szczegółowe wymagania dla modułu wytwarzania energii do generacji mocy biernej będą ustalane indywidualnie z właściwym OS. Wymóg ten przedstawiono również na rysunku poniżej. Rysunek 3. Profil P-Q/Pmax modułu parku energii typu B wymagany w implementacji krajowej NC RfG O sposobie wykorzystania dostępnych zasobów mocy biernej decyduje OSD. W przypadku pracy wielu źródeł w sieci SN zasilanej z tego samego ciągu lub GPZ-tu WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE 73

74 należy skoordynować nastawy trybu pracy/punktów pracy poszczególnych obiektów oraz regulatora zaczepów transformatora 110 kv/sn LVRT Kodeks NC RfG wprowadza zdolność do pozostania modułów wytwarzania typu B w pracy w trakcie i po zaburzeniach skutkujących obniżeniem napięcia. Zgodnie z zasadą dziedziczenia, wymóg ten obowiązuje również moduły wytwarzania typu C (pojedyncze obiekty) oraz D, przyłączone zarówno do sieci SN (czyli o mocy zainstalowanej 75 MW i więcej) lub do sieci WN (niezależnie od mocy). Wymóg ten to rozszerzenie wymagań stosowanych dotychczas przez największych OSD w KSE. Dotychczas w dokumentach IRiESD Energa [4], PGE [5], Tauron [6] czy Innogy [7] stosowano zapis: Farmy wiatrowe przyłączone do sieci 110 kv powinny być przystosowane do utrzymania się w pracy w przypadku wystąpienia zwarć w sieci skutkujących obniżką napięciaa w miejscu przyłączenia do sieci. Jedynie w IRiESD ENEA Operator [8] wymóg LVRT nie został ograniczony do jednostek przyłączonych do sieci 110 kv. Stąd też, przyjęcie NC RfG wraz z krajową implementacją, jest równoznaczne z rozszerzeniem wymogów stawianych modułom wytwarzania przyłączanych do sieci SN. W NC RfG oprócz zdolności LVRT (w kodeksie określona jako FRT) wymagana jest zdolność do generacji szybkiego prądu biernego celem podtrzymania napięcia i ograniczenia obszaru dotkniętego obniżką napięcia po zakłóceniu. Zdefiniowano również wymóg pozakłóceniowego odtworzenia mocy czynnej. Wymagana odpowiedź modułu wytwarzania w postaci generacji prądu o charakterze akterze czynnym i biernym została sparametryzowana. Ponadto, wskazane powyżej zdolności są wymagane również w przypadku zakłóceń niesymetrycznych, których prawdopodobieństwo wystąpienia w systemie jest większe niż zakłóceń symetrycznych. Na rysunkach poniżej podano charakterystyki zdefiniowane dla punktów przyłączenia modułów wytwarzania, które wydzielają obszar, w którym moduły wytwarzania nie mogą zostać wyłączone. Linią przerywaną wykreślono charakterystykę wskazaną w implementacji krajowej, natomiast liniami przerywanymi ze znacznikiem gwiazdki obszar w którym charakterystyka FRT mogła być wykreślona. a) b) Rysunek 4. Wymagana zdolność do przejścia przez zwarcie dla parku energii (a) i generatora synchronicznego (b) 74 WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE ZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE

75 2.4. Częstotliwość Zapisane w NC RfG wymogi dotyczące zdolności do pracy w określonych przedziałach częstotliwości (innej od znamionowej) mają przede wszystkim znaczenie globalne. Wymogi NC RfG zestawione z aktualnie obowiązującymi wymogami wskazują kierunek potencjalnych zagrożeń, na jakie system europejski powinien być przygotowany w przyszłości, to jest sytuacje, w których występują niedobory mocy czynnej skutkujące obniżeniem częstotliwości. Rysunek 5. Wymagane w IRiESP oraz RfG czasy pracy przy różnych częstotliwościach Dodatkowo, oprócz wymaganej zdolności do pracy przy częstotliwościach innych od znamionowych, w NC RfG zdefiniowano wymóg zdolności urządzeń do pozostania w pracy przy prędkościach zmian częstotliwości do 2 Hz/s. Jest to minimalna wymagana zdolność i, jeśli urządzenie ma zdolność szerszą, to nie może być ona ograniczana (Art b). Zapis ten ma na celu ograniczyć liczbę (moc) źródeł wytwórczych traconych na skutek szybkich zmian częstotliwości po podziale systemu i powstania dużego niezbilansowania Automatyka LFSM-O Automatyka LFSM-O (z ang. limited frequency sensitive mode) oznacza tryb pracy modułu wytwarzania energii, w którym generowana moc czynna zmniejsza się w odpowiedzi na wzrost częstotliwości systemu powyżej określonej wartości, zgodnie z określoną charakterystyką statyczną. Automatyka LFSM-O jest uzupełnieniem FSM (z ang. frequency sensitive mode), która odpowiada stosowanemu obecnie pojęciu regulacji pierwotnej mocy czynnej i częstotliwości. Automatyka LFSM-O jest wymogiem zdefiniowanym już dla jednostek typu A, a więc już dla obiektów o mocy od 800 W wzwyż. Powszechność stosowania tego wymogu jest doskonałym przykładem na zobrazowanie rozproszenia działań regulacyjnych w systemie i przejmowania zadań związanych z bezpieczeństwem systemu również przez małe obiekty. Zapis w NC RfG stanowi, że Kiedy tryb LFSM-O jest aktywny, nastawa LFSM-O jest nadrzędna w stosunku do wszystkich innych aktywowanych nastaw mocy czynnej. Ustawodawca podkreśla w ten sposób wagę tej automatyki, jednak pomija sytuacje, w których działanie LFSM-O może prowadzić do zmiany rozpływów mocy w sieci i nieplanowanych przepływów mocy stwarzających ryzyko wystąpienia przeciążeń elementów sieci. Zostało to uwzględnione w propozycji implementacji krajowej gdzie zapisano: niezależnie od nadrzędności wartości zadanej mocy LFSM-O, należy zapewnić: możliwość blokowania automatyki LFSM-O oraz zdolność do realizacji pracy interwencyjnej z wartościami zadanymi wskazanymi przez właściwego OS.[9] WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE 75

76 Nastawialny: Próg aktywacji automatyki w przedziale 50,2-50,5 Hz Statyzm w przedziale 2-12%, Rysunek 6. Wymagana zdolność modułów wytwarzania energii do odpowiedzi mocy czynnej w trybie LFSM-O 2.6. Skutki rozszerzenia zakresów napięciowych i częstotliwościowych pracy dla modułów wytwarzania w sieci SN Przyjęcie i stosowanie szerokich zakresów nastaw zabezpieczeńń dla częstotliwości i prędkości jej zmian oraz zastosowanie zdolności LVRT to kluczowe wymogi mające zapobiec utracie generacji podczas zaburzeń w sieci przesyłowej w postaci podziału systemu lub zwarć wysokoprądowych. Przyjęcie takich nastaw to również wyzwanie dla pracy i prowadzeniaa ruchu w sieciach OSD, na napięciu średnim i niskim, gdzie również dochodzi do zaburzeń. Uszkodzenie elementu w ciągu liniowym lub otwarcie wyłącznika na początku pracującego promieniowo ciągu liniowego może prowadzić do powstania obszaru izolowanego, w którym źródła rozproszone nie zostaną odstawione. Stosowane obecnie na jednostkach wytwórczych nastawy zabezpieczeń podi nadczęstotliwościowych oraz df/dt mają węższe zakresy a mimo to incydentalnie występują sytuacje niekontrolowanej pracy wyspowej. Zmniejszenie/zwiększenie nastawy pod-/nad- częstotliwościowej, zwiększenie nastawy df/ /dt oraz obniżenie nastaw zabezpieczeń podnapięciowych zwiększy prawdopodobieństwo wystąpienia niekontrolowanej pracy wyspowej w sieciach SN i nn, po, przykładowo, uszkodzeniu czy awarii w sieci SN, stanowiąc zagrożenie dla bezpieczeństwa urządzeń i ludzi. Podobnie, w przypadku wykorzystywania zdolności LVRT źródeł przyłączonych w głębi sieci SN ograniczone zostaje stosowanie zabezpieczeń podnapięciowych. Generacja prądu biernego na podtrzymanie napięcia, wymóg odbudowy mocy czynnej po zaburzeniu mogą spowodować, że przy szerszych nastawach zabezpieczeń prawdopodobieństwo wyłączenia obiektu z sieci zmaleje. Z powodu braku infrastruktury komunikacyjnej do identyfikacji pracy autonomicznej 3 konieczna jest wdrożenie i stosowanie nowych metod wykrywania stanu pracy wyspowej. 3. Podsumowanie W artykule przedstawiono wpływ zapisów NC RfG na przyłączanie i funkcjonowanie małych obiektów zakwalifikowanych jako typ A i B. To właśnie w odniesieniu do małych obiektów zmiany (w porównaniu ze stanem obecnym) są największe. 3 Ciągu liniowego, instalacji nn za transformatorem SN/nn, itp. 76 WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE

77 Wprowadzenie wymogów NC RfG naturalnie wprowadza również zmiany wymogach dla obiektów klasyfikowanych dużych, jako typ C i D. Zmiany te obejmują miedzy innymi: Wymóg pracy przy wyższych napięciach w punkcie przyłączenia (do 1,15 pu w sieci 110 kv i 220 kv oraz 1,1 pu w sieci 400 kv ) Zdolność do pracy w trybie FSM oraz stosowania automatyki LFSM-U Sposób opisu wymogów w odniesieniu do generowanej mocy biernej Określenie dynamiki układów regulacji mocy biernej oraz możliwość wyboru trybu regulacji mocy biernej Wymóg dostarczenia modeli obliczeniowych oraz wyników symulacji Procedurę pozwolenia na użytkowanie na potrzeby przyłączenia (pozwolenie na podanie napięcia EON, tymczasowe pozwolenie na użytkowanie ION, ostateczne pozwolenie na użytkowanie FON ). NC RfG ma umożliwić przygotowanie systemu do bezpiecznej pracy w przyszłości. Stosowanie części wymogów, takich jak zapewnienie sztucznej inercji oraz tłumienia oscylacji mocy przez moduły parku energii, obecnie jest jeszcze nieuzasadnione ekonomicznie by je powszechnie stosować [10], jednak wraz z rozwojem technologicznym oraz postępującym zmniejszającym się udziałem generacji konwencjonalnej również sztuczna inercja oraz tłumienie oscylacji mocy będą wprowadzane jako wymogi powszechnego stosowania w nowych obiektach. Bibliografia [1] Propozycja OSP wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG), PSE S.A.; w_nc_rfg_pse_final.pdf (dostęp 10 maja 2018) [2] Propozycja OSD wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG), PSE S.A.; w_nc_rfg_osd_final.pdf (dostęp 10 maja 2018) [3] Propozycje progów mocy maksymalnych dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D zgodnie z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2016/631; PSE S.A. Konstancin Jeziorna, mocy_final.pdf/79351a74-bd0e-4b78-bbd8-89c4f8e30ec9?safeargs=646f776e6c6f61643d (dostęp 10 maja 2018) [4] Energa Operator SA: Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity obowiązujący od dnia 1 maja 2017 r [5] PGE Dystrybucja S.A.: Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity obowiązujący od dnia 15 marca 2018 r [6] Tauron Dystrybucja S.A.: Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity obowiązujący od dnia 26 marca 2018 r [7] Innogy Stoen Operator Sp. z o.o. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity z dnia 2 września 2016 r [8] Enea Operator Sp. z o.o.: Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity obowiązujących od dnia 1 lutego 2016 r (Wersja 2.3) WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE 77

78 [9] Jankowski R. Kakol A. Mazur P. Rychlak J.: Wybrane zagadnienia z procesu implementacji NC RfG w kontekście zapobiegania awariom katastrofalnym VIII Konferencja Międzynarodowa Konferencja Naukowo - Techniczna Blackout a Krajowy System Elektroenergetyczny, Poznań 2018 [10] Need for synthetic inertia (SI) for frequency regulation, ENTSO-E guidance document for national implementation for network codes on grid connection, 02 November WPŁYW KODEKSÓW SIECIOWYCH NA PRZYŁĄCZANIE I FUNKCJONOWANIE OZE

79 WYKORZYSTANIE FARM WIATROWYCH DO OPERATYWNEJ REGULACJI PARAMETRÓW STANÓW PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ 110 KV Ireneusz Grządzielski, Krzysztof Marszałkiewicz Politechnika Poznańska Bogumiła Strzelecka, Czesław Kolterman, Janusz Budzyń Enea Operator Sp. z o.o. Streszczenie: Współczesne farmy wiatrowe (FW) o mocach zainstalowanych rzędu MW przyłączane do sieci dystrybucyjnej 110 kv wyposaża się w zaawansowane nadrzędne systemy sterowania. Umożliwiają one realizację zadań zgodnych z wymogami IRiESP/IRiESD. Zadania te dotyczą regulacji parametrów farmy zarówno w trybie automatycznym oraz w trybie operatywnym. Zdolność sterowania w trybie operatywnym będzie coraz częściej wykorzystywana przez operatorów sieciowych (OSP, OSD) w różnych stanach pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). W artykule zostały zaprezentowane aktualne możliwości sterowania farmami wiatrowymi przyłączanymi do sieci dystrybucyjnej 110 kv, przede wszystkim w zakresie regulacji mocy biernej i współczynnika mocy. Przedstawiono przykłady praktycznego zastosowania tych trybów regulacji farmą. 1. Wprowadzenie Współczesne farmy wiatrowe (FW) o zainstalowanych mocach znamionowych rzędu MW przyłączane do sieci dystrybucyjnej 110 kv wyposaża się w bardzo zaawansowane nadrzędne systemy sterowania i regulacji. Umożliwiają one realizację złożonych zadań regulacyjnych zgodnych z wymogami IRiESP [1], IRiESD [2] a także NC RfG [3]. Zadania te mogą być realizowane w trybie automatycznym oraz w trybie operatywnym. Zdolność sterowania w trybie operatywnym, będzie coraz częściej wykorzystywana przez operatorów sieciowych (OSP, OSD) w różnych sytuacjach pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Dotyczy to takich sytuacji jak: niebezpieczeństwo przeciążenia elementów sieci operatora sieciowego, niebezpieczny dla systemu wzrost lub obniżanie się napięcia i częstotliwości, zagrożenie utraty stabilności (kątowej, napięciowej, częstotliwościowej) potencjalne niebezpieczeństwo utraty zasilania fragmentów lub całego systemu. W artykule prezentowane są aktualne możliwości sterowania i regulacji farmami wiatrowymi przyłączanymi do sieci dystrybucyjnej 110 kv przede wszystkim w zakresie regulacji mocy biernej i współczynnika mocy. Podano przykłady praktycznego wykorzystania obu trybów regulacji farmami dla ciągu liniowego 110 kv pracującego w stanie remontowym n Nadrzędny system sterowania farmą wiatrową (SSFW) - rozwiązania zaawansowane Farmy wiatrowe pracujące w sieci dystrybucyjnej 110 kv wyposaża się aktualnie standardowo w nadrzędne systemy sterowania farmą (SSFW), które umożliwiają WYKORZYSTANIE FARM WIATROWYCH DO OPERATYWNEJ REGULACJI PARAMETRÓW... 79

80 utrzymanie zadanych parametrów technicznych w punkcie ich przyłączenia do sieci PCC/PoI (ang. Point of Common Coupling/ Point of Interconnection) [4,5]. Centralny sterownik programowalny PLC (Rys.1.) poprzez konwertery energoelektroniczne kontroluje moc czynną i bierną każdej elektrowni wiatrowej farmy. Zatem lokalne systemy sterowania pojedynczych elektrowni wiatrowych uzupełnione są przez scentralizowane kontrolowanie i zarządzanie farmą wiatrową. Nadrzędny SSFW otrzymuje informacje z lokalnych punktów pomiarowych PoM (ang. Point of Measurement) zlokalizowanych na elektrowniach wiatrowych farmy oraz informacje o pracy sieci elektroenergetycznej średniego napięcia (SN) farmy. Szczególnym punktem pomiarowym PoM (centralnym) są przekładniki napięciowe i prądowe przed wyłącznikiem głównym farmy w polu - punkcie przyłączenia PCC/PoI farmy do sieci operatora sieciowego. Na tej podstawie nadrzędny SSFW może generować indywidualne nastawy (zadane punkty pracy) w zakresie mocy czynnej i biernej, napięcia a także współczynnika mocy. Nadrzędny SSFW współpracuje w systemem SCADA farmy wiatrowej. Konfiguracja i zarządzanie SSFW jest wykonana za pomocą systemu SCADA farmy wiatrowej umożliwiając przekazywanie zadanych punktów pracy elektrowni wiatrowych przez właściciela farmy lub po udostępnieniu przez operatora sieciowego. Rys. 1. Przykładowa struktura sterowania nadrzędnego farmą wiatrową za pomocą nadrzędnego sterowania farmą wiatrową (SSFW) oraz systemu SCADA farmy wiatrowej; sterowanie centralne (nastawy) realizowane jest przez właściciela farmy lub operatora sieciowego Na Rys. 2 pokazano listę zadań realizowanych przez nadrzędny system sterowania nowoczesną farmą wiatrową. System ten ma zaimplementowanych kilka możliwych trybów pracy. Oprócz sterowania operatywnego z poziomu farmy wiatrowej (z reguły zdalny miejsca siedziby właściciela farmy lub operatora sieciowego) system 80 WYKORZYSTANIE FARM WIATROWYCH DO OPERATYWNEJ REGULACJI PARAMETRÓW...

81 nadrzędny umożliwia regulację mocy czynnej z określoną dokładnością, realizację ograniczeń mocy z wymaganym gradientem, regulację mocy czynnej przy dużych zmianach częstotliwości. Umożliwia także regulację mocy biernej, współczynnika mocy, regulację napięcia w stanach ustalonych, a także przy zapadach i wzrostach napięcia automatyka FRT (ang. Fault Ride Through). Dla spełnienia wymaganych parametrów technicznych farmę wiatrową wyposaża się często w dodatkowe urządzenia baterie kondensatorów, dławiki a także urządzenia FACTS. Do realizacji różnych trybów sterowania przesyłane są sygnały zwrotne z urządzeń pracujących na farmie, z pomiarów sieciowych (pracują liczne linie kablowe, transformator farmy), a także sygnały nastaw pożądanych parametrów farmy przesyłanych przez operatora sieciowego. Rys. 2. Tryby pracy nadrzędnego systemu sterowania dużą farmą wiatrową przyłączoną do sieci dystrybucyjnej 110 kv Sposób odwzorowania struktury farmy wiatrowej o mocy 30,6 MW w systemie SCADA Syndis w CDM ENEA Operator sp. z o.o. (dalej ENEA Operator) pokazano na rys. 3. Natomiast na rys. 4 przedstawiono przykładowy panel sterowania farmą wiatrową o mocy znamionowej 26 MW z poziomu systemu SCADA Syndis z opisem wykonywanych zdalnie funkcji. WYKORZYSTANIE FARM WIATROWYCH DO OPERATYWNEJ REGULACJI PARAMETRÓW... 81

82 Rys. 3. Przykładowa struktura farmy wiatrowej o mocy 30,6 MW odwzorowana w systemie SCADA Syndis ENEA Operator 3. Bilans mocy czynnej zapotrzebowanie/ generacja z farm wiatrowych dla obszaru ENEA Operator Moc znamionowa farm wiatrowych przyłączona aktualnie do sieci dystrybucyjnej ENEA Operator wynosi ponad 1020 MW, przy czym: do sieci 110 kv moc przyłączonych farm wiatrowych to 593,5 MW. Jest to 15 farm o przykładowych mocach 14, 26, 30, 47.5 i 63 MW do sieci SN przyłączono 430 MW Oznacza to, że mogą pojawiać się sytuacje pokazane na rys. 5. W wietrzne dni świąteczne moc czynna zapotrzebowana przez odbiorców ENEA Operator może być w znacznym stopniu pokrywana przez generację wiatrową. W podanym przykładzie moc minimalna zapotrzebowana była na poziomie 737 MW, moc generowana przez farmy wiatrowe była na podobnym poziomie, a jej wartość maksymalna dochodziła do ok 900 MW. Sytuacja taka może powodować konieczność redukcji mocy czynnej farm. Można to wykonać w trybie regulacji mocy czynnej P (rys. 4.). Na rys. 6 i 7 przedstawiono przebiegi zmian mocy czynnej farm wiatrowej o mocy 63MW oraz 40 MW otrzymanej podczas testów i prób eksploatacyjnych przy sterowaniu zdalnym z CDM ENEA Operator. Uzyskano poprawne gradienty zmian mocy czynnej. Funkcja to na razie nie była wykorzystywane w trybie operatywnym przez dyspozytorów CDM ENEA Operator. 82 WYKORZYSTANIE FARM WIATROWYCH DO OPERATYWNEJ REGULACJI PARAMETRÓW...

83 Rys. 4. Przykładowy panel sterowania farmą wiatrową z poziomu systemu SCADA Syndis ENEA Operator Rys. 5. Bilans mocy czynnej zapotrzebowanie/generacja z farm wiatrowych dla przykładowego tygodnia dla ENEA Operator WYKORZYSTANIE FARM WIATROWYCH DO OPERATYWNEJ REGULACJI PARAMETRÓW... 83

Pokazać jeszcze