Rola demonstracyjnych projektów wielkoskalowych jako elementu pośredniego między prototypem rozwiązań a efektami operacyjnymi

Transkrypt

1 Rola demonstracyjnych projektów wielkoskalowych jako elementu pośredniego między prototypem rozwiązań a efektami operacyjnymi Autorzy: Jacek Malko, Paweł Maślankiewicz, Henryk Wojciechowski - Politechnika Wrocławska ("Energetyka" - nr 7/2015) W styczniowym (2015r.) numerze dwumiesięcznika amerykańskiego stowarzyszenia elektroenergetyków (IEEE Power & Energy Society) ukazał się wieloautorski artykuł przedstawicieli sektora z Austrii, Belgii, Danii, Francji, Hiszpanii i Włoch, prezentujących przypadki projektów demonstracyjnych wielkiej skali z terenu Europy. Projekty te skupiają uwagę na integracji źródeł energii elektrycznej, zasilanych paliwami odnawialnymi (OZE) przy możliwie wiernie oddanych realiach systemów elektroenergetycznych. Sprecyzowany na wstępie cel podjętych badań sformułowano następująco: Bezpieczna i niezawodna integracja na poziomie założonej dla UE penetracji odnawialnych źródeł energii do r wymaga wdrożenia nowych technologii dla wykazania efektywności nowych praktyk zarządzania systemem i oceny ekonomicznych skutków oraz potencjału powtarzalności proponowanych rozwiązań. W tym kontekście demonstracje projektów wielkiej skali są najlepszą z możliwości oceny korzyści i wad wszelkich nowych podejść z perspektywy holistycznej. Artykuł przedstawia zakres badań i osiągnięte rezultaty dla trzech projektów: TWENTIES, projekt niedawno ukończony, IGREENGrid, projekt w fazie realizacyjnej. BESTPATH, projekt dopiero rozpoczynany. Projekt TWENTIES analizował następujące studia przypadku: Demo 1: Usługi systemowe, oferowane przez farmę wiatrową, Demo 2: Wielkoskalowa integracja elektrowni wiatrowych, Demo 3: Charakterystyka techniczna stałoprądowej sieci wysokiego napięcia w lokalizacji morskiej, Demo 4: Zarządzanie generacją wiatrową w lokalizacji morskiej przy szczególnie ekstremalnych warunkach pogodowych, Demo 5: Sieć o podwyższonej elastyczności, Demo 6: Zwiększenie elastyczności sieci przesyłowych. Projekt IGREENGrid komasuje doświadczenia przedsiębiorstw energetycznych Austrii, Francji, Niemiec i Włoch w zakresie integrowania rozproszonych źródeł OZE w sieci dystrybucyjnej (DRES). Prace będą kontynuowane dla porównania rozwiązań z punktu M. Lorenzo et al.: The Proof is in the Pitting Large Scale Demonstrations of the Renewables Integration Showcase Real World Solutions IEEE Power & Energy Magazine, Vol. 13, nr 1, 2015

2 widzenia technologii, ekonomiki i zdolności współpracy w celu określenia potencjału powtarzalności przy specyficznych uwarunkowaniach regulacji ochrony środowiska, bezpieczeństwa, stopnia automatyzacji itd. Dla zrealizowania tych zamierzeń ośmiu europejskich operatorów sieci dystrybucyjnych (DSOs), reprezentujących ponad połowę odbiorców, dokona oceny projektów demonstracyjnych, przeprowadzonych z ich udziałem. Podstawowe problemy występują w zakresie integracji, rozważanej jako problem rozwojowowdrożeniowy (R&D) i stąd szczególnie cenna jest wymiana doświadczeń w tym zakresie. Projekt BEST PATHS jest finansowany przez Komisję Europejską w programie ramowym FP7 i po uruchomieniu przewiduje się jego kontynuację przez następne cztery lata. Czerpiąc doświadczenia z programu TWENTIES dąży się do spełnienia celów, wynikających z doboru najlepszych narzędzi dla niezawodnego integrowania DRES dla przypadku morskich źródeł wiatrowych. Są to: - interakcja i dynamika turbin wiatrowych i przekształtników HVdc, - interoperacyjność przekształtników HVdc, - modernizacja istniejących łączy HVdc w zakresie innowacyjnych technologii stało- i przemiennoprądowych, - nowe technologie modernizacji korytarzy przesyłów przemiennoprądowych, - zastosowanie nadprzewodnictwa dla wysokich wartości przesyłanych mocy, wysokiego zapotrzebowania i ograniczeń środowiskowych. Godne uwagi jest bardziej szczegółowe omówienie już zrealizowanego projektu TWENTIES w zakresie subprojektów demo. Demo 1. Farma wiatrowa jako oferent pakietu usług systemowych Przyjęty akronim Syserwind (od system serwices prowided by wind farms ) miał na celu wykorzystanie potencjału generacji wiatrowej jako oferenta usług systemowych, a w szczególności usługi wtórnej regulacji częstotliwości i sterowania napięciem w sieci dystrybucyjnej na drodze grupowania i współpracy w skoordynowanym trybie w sposób analogiczny do działań regulacyjnych z wykorzystaniem źródeł konwencjonalnych. Wykazanie potencjału źródeł wiatrowych w tej mierze usuwa ważną barierę zwiększenia penetracji tych źródeł w systemie elektroenergetycznym. Demonstracja dotyczyła 15 farm, będących własnością koncernu Iberdrola i zlokalizowanych na południu Hiszpanii. Moc zainstalowana tych farm wynosi 480 MW i są one zgrupowane w trzech klastrach podłączonych do węzłów sieci 400 kv, odległych od siebie o ok. 350 km. Infrastruktura sieciowa współpracuje również z innymi 31. farmami (ale nie będącymi częścią wspólną projektu). W eksperymencie uczestniczyły dwa centra sterowania (CECRE i REE) oraz ośrodek sterowania OZE/Iberdrola. Monitorowany jest stan zarówno sieci przesyłu jak i elektrowni wiatrowych; dla każdego klastra wyliczane są niezbędne nastawy. Po poprawkach korekcyjnych wartości nastaw przesyłane są do poszczególnych farm. Wyniki testów regulacji wtórnej wykazały, że grupa elektrowni wiatrowych jest zdolna do sterowania wytwarzaniem mocy czynnej w sposób skoordynowany w czasie rzeczywistym oraz zgodnie

3 z wymaganiami operatora REE (Red Electric de Espaňa), obowiązującymi dla źródeł konwencjonalnych. Dla zapewnienia tej usługi regulacyjnej wymagane jest, by źródła ograniczały wytwarzanie mocy czynnej zgodnie z uzgodnieniami z operatorem sieci przesyłowej (TSO). Wartość tych ograniczeń z uwagi na rezerwę mocy jest znacząca nawet dla krótkoterminowej prognozy wiatru, tak że będzie występowała konieczność uwzględnienia tych zagrożeń jako ryzyka w mechanizmie rynkowym. Test napięciowy wykazał, że farmy wiatrowe, zgrupowane w klastry, mogą sterować napięciem na poziomie 400 kv w punkcie połączenia przy wykorzystaniu takiej samej procedury jak w przypadku generacji konwencjonalnej. Wykazano też, że algorytmy sterowania były zdolne do skutecznego kompensowania strat w liniach kablowych do punktu połączenia. Jedynym ograniczeniem okazała się minimalna nadwyżka mocy zainstalowanej na poziomie ok. 20%. Wynika to z warunku dostatecznej kontroli napięć i ograniczeń zdolności wytwarzania mocy biernej, które przekładają się na ograniczenia regulacji napięciowej. Demo 2. Wielkoskalowa integracja elektrowni wirtualnej Wraz ze wzrastającym udziałem OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej, produkcja źródeł podlega znaczącym wahaniom. W przyszłości wystąpi konieczność wprowadzenia usługi, która umożliwi bilansowanie o wartości, niemożliwe do uzyskania ze źródeł konwencjonalnych. Elektrownia wirtualna (Virtual Power Plant VPP) jest jedną z najbardziej obiecujących technologii, mogących oferować niezbędną usługę stabilizującą. Celem relacjonowanego projektu demonstracyjnego, realizowanego w ramach TWENTIES, było wykazanie pełnego zakresu możliwości technologii VPP. Wprowadzono tę technologię w postaci Power Hub, będącego systemem informatycznym (IT), zdolnym do zarządzania zarówno niewielkimi źródłami (np. małymi elektrowniami wodnymi, przemysłowymi źródłami kogeneracyjnymi (CHP) oraz źródłami rezerwowymi jak też i energochłonnymi odbiorcami jak pompy w systemach uzdatniania wody, sztuczne oświetlenia szklarni oraz zespoły chłodnicze w układzie akumulacji chłodu (Rys. 1). Celem Power Hub jest zapewnienie, że wszystkie rozważane obiekty są eksploatowane optymalnie z korzyścią zarówno dla systemu elektroenergetycznego jak i właścicieli. Optymalne warunki eksploatacji oznaczają również zdolność do oferowania usług, niezbędnych w przyszłościowym niskowęglowym systemie elektroenergetycznym. Przykładowo: pompowanie wody może być uruchomione lub zatrzymane w czasie sekund, gdy takie będą wymagania systemu. Podobnie mała elektrownia wodna za pośrednictwem Power Hub może dostarczać usługę stabilizującą częstotliwość, która to usługa jest trudna do uzyskania w inny sposób. Projekt VPP został zrealizowany w Danii na warunkach pełnej komercji. Oznacza to, że VPP świadczy usługi dla krajowego systemu elektroenergetycznego z wykorzystaniem kontrolowanych źródeł w przedziale dobowym. Oznacza to również, że wyłączenie VPP reguluje zobowiązania finansowe względem właścicieli źródeł z uwzględnieniem struktury mocy, oferowanej na rynku.

4 Architektura VPP prowadzi do realizacji szeregu zadań, które można pogrupować następująco: - zbudowanie koncepcji rozwiązania, łącznie z platformą IT, - uzgodnienie działań z właścicielem źródła i zainstalowanie systemu sterowania, oraz - przeprowadzenie operacji w okresie dobowym, tj. handel energią i elastycznością na rynku wraz z dostarczeniem usług przez optymalizację jednostek. Projekt realizował integrację w VPP 47. jednostek 15. różnych typów. Jednym z wniosków, wynikających z eksperymentu, jest waga wyzwania do mobilizacji jednostek z przemysłu do uczestnictwa w VPP, zadania wprowadzającego kompleksową ocenę elastyczności oraz wyszkolenie właścicieli jednostek w złożonych aspektach VPP, rynku energii oraz przyszłościowych rozwiązań systemowych. Codziennie Power Hub dostarcza usługi duńskiemu operatorowi TSO (Energinet.dk) oraz przedsiębiorstwu energetycznemu Faroese (SEV). Power Hub uczestniczy codziennie w Nord Pool u, skandynawskiej giełdzie energii oraz ma zdolność do oferowania znacznie zróżnicowanych usług: regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej, sterowania dynamicznego mocą bierną, szybkiego sterowania częstotliwościowego oraz przemieszczanie obciążeń godzinowych grafiku. Przemieszczanie to może jako kryterium stosować optymalizację kosztową lub optymalizację OZE. Power Hub ma możliwość przekształcenia elastyczności, charakterystycznej dla wybranego portfolio jednostek, w kategoriach zachowań stochastycznych (np. turbin wiatrowych i niektórych odbiorców), w niezawodne usługi, przy stałym spełnieniu podstawowych uwarunkowań pracy tych jednostek. Projekt demonstracyjny pokazał, że energetyka wiatrowa jest nie tylko wyzwaniem dla systemu elektroenergetycznego przyszłości, ale jest również integralną częścią rozwiązania. Power Hub uzmysłowił, jak nowoczesne turbiny wiatrowe mogą być użyte do dostarczania usług systemowych oraz jak te turbiny mogą współpracować z akumulatorowymi zasobnikami energii. Projekt udowodnił również, że VPP umożliwia kombinację struktury zróżnicowanych typów źródeł i odbiorów oraz jak poszczególne jednostki mogą być dobierane dla realizacji specyficznych usług systemowych. Inną ważną cechą technologii VPP jest możliwość optymalizacji w zróżnicowanych warunkach rynkowych i podejmowania decyzji w sprawie wyboru elastyczności w aktualnych i przyszłych systemach zaopatrzenia w energię. Koncepcja Power Hub wykazała, że może być zastosowana nie tylko w specyficznych warunkach Danii, ale też ma cechy powtarzalności w różnych krajach europejskich. Jest to również rozwiązanie atrakcyjne ekonomicznie dla budowy VPP. Demo 3: Techniczne charakterystyki morskiej sieci HVdc W następnym dziesięcioleciu i w dalszej perspektywie znaczące wartości energii elektrycznej, generowanej w Europie przez jednostki wiatrowe lokalizowane na morzu, będą prawdopodobnie wymagać rozbudowy struktur regionalnych w postaci usieciowionych multiterminali sieciowych prądu stałego (zastępujących łącza od punktu do punktu ).

5 Umożliwi to nie tylko wyprowadzenie energii wiatrowej na ląd, ale też zmniejszenie rywalizacji w oferowaniu nowych łączy dla dostarczania energii i usług systemowych na rynek i dla opanowania złożonego problemu projektowania, budowy i eksploatacji nowych morskich transnarodowych sieci stałoprądowych. W oparciu na dzisiejsze i przyszłe technologie kolejny projekt demonstracyjny w ramach TWENTIES skupił się na czynnikach sprawczych w zakresie ekonomiki i technicznej wykonalności takich sieci. W zróżnicowanej skali czasowej uzyskano wyniki w postaci następującej: krótkoterminowa analiza techniczna wykonalności (do r. 2020), - średnioterminowa analiza techniczna wykonalności (lata ), - długoterminowa analiza ekonomiczna (po r. 2030). Dla analizy długoterminowej wykonano globalną analizę koszt efekt dla regionu Morza Północnego w celu porównania różnych rozwiązań łączy stałoprądowych dla morskich farm wiatrowych (łącznie z multiterminalami przemiennoprądowymi) o zróżnicowanych modelach rozdziału obciążeń (np. węgiel tańszy niż paliwo gazowe i vice versa). Ponadto dla wykazania użyteczności metody przeprowadzono ocenę różnych możliwych korzyści: całkowity koszt inwestycyjny np. generacja i połączenia z systemem w wersji morskiej), ograniczenie emisji CO 2 czy też lepsze wykorzystanie energii wiatru. Stwierdzono również, że przyjęte założenia oraz kryteria mają istotny wpływ na wnioskowanie; dokonana analiza wrażliwości miała zatem na celu określenia podstawowych charakterystyk i czynników sprawczych rozwoju morskich sieci stałoprądowych. Analizy średnioterminowe doprowadziły do koncepcji dwóch projektów demonstracyjnych: - wysokonapięciowy (120 kv, prąd stały) wyłącznik (DCCB), wykonany w wersji prototypowej przez Alstom Grid. Zdolność wyłączeniowa była sukcesywnie testowana i przeprowadzona przez bezstronnego obserwatora w czasie rzeczywistych prób, szczytowy prąd zwarcia wyniósł ponad 5 ka przed zadziałaniem DCCB i zmniejszył się do zera po kilku milisekundach; - skonstruowanie i rozwinięcie małoskalowej, pięciozaciskowej makiety dla sieci stałoprądowej dla sprawdzaniu algorytmów sterowania oraz prób łączeniowych fizykalnej współpracy z siecią w warunkach symulacji w czasie rzeczywistym. Wyposażenie wykorzystano do oceny innowacyjnej koncepcji wykrywania zwarć w warunkach rzeczywistych demonstracji na żywo. Analizy krótkoterminowe przeprowadzono równolegle do symulacji, weryfikując, czy rozwój krok po kroku małych sieci stałoprądowych, począwszy od schematu promieniowego, spełnia warunki wykonalności. Rozważano konfiguracje bądź drzewiaste, bądź mieszane. Dla każdej z nich rozpływ stałoprądowy był sterowany przez autonomiczny układ redukcji napięcia. Ponadto opracowano wyspecjalizowany układ sterujący dla dostarczenia różnych usług systemowych oraz udziału w odbudowie systemu po awarii katastrofalnej.

6 Demo 4. Zarządzanie morską energetyką wiatrową w warunkach ekstremalnych W czwartej demonstracji projektu TWENTIES wykorzystano doświadczenia z pracy podczas ekstremalnych warunków pogodowych w zachodniej części Danii w jesieni roku Stwierdzono, że wyposażenie morskich turbin wiatrowych w nowy układ sterowania umożliwiło dłuższe czasy eksploatacji przy wysokich prędkościach wiatru, co oznacza ograniczenie ryzyka wyłączenia turbin, a zatem zmniejsza ryzyko utraty stabilności w systemie elektroenergetycznym. Co więcej, łączna produkcja w tych okresach jest wyższa dla turbin z nowym układem sterowania niż dla turbin, korzystających ze starszego algorytmu, który prowadził do natychmiastowego wyłączenia farmy przy przekroczeniu przez wiatr prędkości 25 m/s. Pomiary w farmie Horns Rev II w czasie sztormowej pogody wykazały, że nowy system sterowania jest zdolny do utrzymania w ruchu turbin przy prędkościach wiatru do 32 m/s. Układ firmy Simens zapewnia mniej przypadków gwałtownej zmiany wytwarzania całej farmy. Jesienią 2012 seria sztormów uderzyła w zachodnią Danię. W tych warunkach wytwarzanie farmy Horns Rev II musiało być ograniczone, a dodatkowa produkcja z nowym sterowaniem miała swój udział w bilansie mocy. Ponadto gdy prędkość wiatru jest wystarczająca dla spowodowania zmniejszenia wytwarzania, to spadek generacji następuje bardziej łagodnie niż to zachodziło w starym układzie. Ma to istotne znaczenie przy bilansowaniu systemu. System zachodnioduński pracuje jako jeden obszar, co oznacza, że musi być zbilansowany. Problemy są raczej rzadkie dzięki zaawansowanemu systemowi operacyjnemu. Personel odpowiedzialny za bilansowanie mocy w Danii jest zobowiązany do bieżącego wprowadzenia szczegółowych informacji o wytwarzaniu i zapotrzebowaniu w odstępach pięciominutowych. Operator (Energinet.dk) może manualnie uruchomić moc regulacyjną systemu w przypadku wystąpienia większych niestabilności. Pozytywny przykład rynku nordyckiego wynika z niemal pełnego zbilansowania należących do niego systemów. Dzięki systemowi energetyki wodnej Norwegii i połączeniu stałoprądowemu wysokiego napięcia (HVdc) znaczna część zmiennych w czasie mocy wiatrowych Danii jest bilansowana. Przy nowych systemach regulacji w morskich farmach wiatrowych możliwe jest zintegrowanie większej produkcji energetyki wiatrowej bez narażenia bezpieczeństwa systemu w okresach wysokich prędkości wiatru. Przyjętym przez rząd Danii celem jest podwojenie udziału energetyki wiatrowej w końcowym zużyciu energii elektrycznej (z ok. 25% do 50%) w okresie siedmiolecia. Wraz z silnym wzrostem energetyki wiatrowej w Europie stanowi to wielkie wyzwanie dla systemu elektroenergetycznego. Dla skutecznego bilansowania wahań mocy pomiędzy regionem nordyckim i zachodem Danii rozważa się wprowadzenie zaawansowanych narzędzi bilansowania w sposób umożliwiający odbudowę naruszonego bilansu w przypadkach nieoczekiwanie dużych zmian w generacji wiatrowej morskiej. Omawiany projekt demonstracyjny wykazał, iż możliwe jest znalezienie rozwiązania dla przyszłościowych wyzwań, wynikających z dużego udziału źródeł wiatrowych. Częścią tego rozwiązania jest nowy system sterowania wytwarzaniem w warunkach wysokich prędkości wiatru. Powoduje to nie tylko wzrost produkcji, ale wpływa też na technologie ograniczenia ryzyka i bezpieczeństwo całego systemu oraz zwiększenie jego stabilności i ograniczenie awarii katastrofalnych.

7 Demo 5. Sieć o podwyższonej elastyczności Zmienność generacji wiatrowej zwiększa częstość i wartość znaczących wahań rozpływów mocy w sieci przesyłowej w porównaniu z systemami, bazującymi na źródłach, wykorzystujących paliwa konwencjonalne. Dla podłączenia i zintegrowania źródeł wiatrowych konieczne jest wzmocnienie zdolności przesyłowych sieci dla zarządzania zmiennością produkcji przy zachowaniu tego samego poziomu bezpieczeństwa dostaw energii. Co więcej: modernizacja i rozbudowa sieci napowietrznych i kablowych jest zjawiskiem stale postępującym. Dla uniknięcia szkodliwych konsekwencji tej zmienności niezbędne są rozwiązania o większej elastyczności, działające w odpowiednim czasie i w sposób efektywny kosztowo. Wyniki opisywanego projektu demonstracyjnego wykazały, że możliwe jest przesłanie większych wartości mocy tam, gdzie jest ona potrzebna bez narażenia bezpieczeństwa operacyjnego. Testy wykazały, jak bardziej dokładne monitorowanie i wzmocnienie sterowania siecią umożliwia operatorom przesyłu planowanie i eksploatację sieci w sposób bardziej efektywny. Układy dynamicznego obciążenia linii (DLR) jak i urządzenie monitorowania drgań Ampacimon (mierzące temperaturę) mogą być instalowane szybko w liniach napowietrznych dla zapewnienia dokładnych pomiarów zdolności przesyłowych w czasie rzeczywistym. Zdolność ta zależy od warunków wiatrowych i jest wrażliwa na niskie prędkości (0 5 m/s). Zintegrowanie zdolności przesyłowych z operacyjnym sterowaniem sieciami wymaga wiarygodnych prognoz meteorologicznych. Urządzenia kontroli przepływów mocy (PFCs) takie jak transformatory przesuwania fazy i wysokonapięciowe połączenia prądu stałego (HVdc) zapewniają środki dla zmiany i rozdziału lokalnych przepływów w sieci dystrybucyjnej z wykorzystaniem korytarzy przesyłowych. Jednak kilka PFCs, pracujących razem, może oddziaływać na rozpływy w większym obszarze i uwalniać więcej mocy swobodnych w systemie. W tym celu opracowano bardziej wrażliwy i skoordynowany sterownik inteligentny ( smart controller ). wprowadzono pomiar fazora (PMUs) oraz systemy monitorowania wielkoobszarowego (WAMs), co zapewnia informacje w czasie rzeczywistym o dynamice systemu. Ponieważ dynamika ta jest ściśle związana ze specyfiką charakterystyk elektrowni, obciążeń i źródeł generacji rozproszonej oraz dodatkowo z charakterystykami sieci przesyłowej, to cały system staje się coraz bardziej złożony z punktu widzenia modeli symulacyjnych. Wskutek tego planowanie bardziej dokładne i możliwie bliskie granicom stabilności wymaga znalezienia rozwiązania w zakresie dokładnego prognozowania stabilności, co jest rzeczywistym wyzwaniem. Zespół pracujący w projekcie demonstracyjnym z powodzeniem stworzył niezawodny algorytm prognostyczny (DLR foresaster) z możliwością predykcji z wyprzedzeniem 1 i 2 dm, uzyskując średnią dokładność 10% z ufnością 98%. Apacimon monitoruje i prognozuje pogodę z integracją opartą na podejściu oceniającym ryzyko. Zespół opracował inteligentny sterownik dla optymalnego wykorzystania PFCs do kierowania rozpływów przy stosowaniu konwencjonalnego kryterium bezpieczeństwa N-1. Przez porównanie odchyleń wiatru oraz niepewności działań prognostycznych oceniać można skutki systemowe, a operatorzy mogą oszacować, jaka część pozostałego marginesu może być alokowana na rynek a jaka część musi być zachowana ze względów bezpieczeństwa. Test wykazał, że opisany proces może umożliwić integrację w istniejącym systemie około 7% mocy wiatrowej więcej. Dla polepszenia i monitorowania stabilności systemu opracowano układ monitorowania

8 tłumienności. W oparciu o przewidywane przepływy i moce dostarczone przez niektóre duże elektrownie prognozowany jest współczynnik tłumienia dominujących węzłów systemu z dostateczną dokładnością. Analizy dowiodły, że istniejące PFCs nie mają znaczącego wpływu na współczynnik tłumienia, a ich wykorzystanie dla polepszenia tej cechy jest raczej ograniczone. Z drugiej jednak strony zwiększenie zdolności przesyłowych nie skutkuje obniżeniem wskaźnika tłumienia. Podsumowując: monitory Ampacim, PFCs, PMUs, WAMs, układ prognozujący DLR, układ prognozujący tłumienność oraz inteligentne sterowniki umożliwiają dokładniejsze planowanie operatorskie na skutek bardziej dokładnego monitorowania zdolności przesyłowych i stabilności oraz bardziej rygorystycznego sterowania rozpływami mocy. Prowadzone są dalsze badania, zmierzające do określenia możliwości zwiększenia tłumienia zarówno w czasie rzeczywistym jak i w horyzoncie planowania operatorskiego. Pełne wykorzystanie możliwości monitorów Ampacimon i ich integracja w systemach SCADA oraz EMS, wraz z pełną implementacją inteligentnego sterownika w systemie Europy Środkowo-Zachodniej generuje znaczące korzyści ekonomiczne na drodze obniżenia całkowitych kosztów wytwarzania w regionie. Zwiększenie elastyczności sieci oznacza, że sieć może być wykorzystana do przesyłania większych wartości mocy. Jest to lepsza droga do efektywnego wykorzystania istniejącego majątku. Nie prowadzi to do stałego fizykalnego wzrostu zdolności przesyłowych, ale umożliwia systemowi na pracę w bliskości luki, występującej pomiędzy ograniczeniami sieciowymi a efektywną rozbudową nowych sieci przy cyklu budowy 5 10 lat. Umożliwia to integrację z systemem o większej produkcji elektrowni o stochastycznie zmiennej generacji, w szczególności żródeł wiatrowych. Demo 6. Zwiększenie elastyczności sieci przesyłowych Nawet gdy sieć ma zdolność dostosowania się do zachodzących zmian, to nie całość generacji wiatrowej może być zawsze zintegrowana w systemie, co prowadzi do jej ograniczeń. Występują one gdy znamionowe obciążenia linii zostaną przekroczone, prowadząc do niebezpiecznych zakłóceń eksploatacyjnych. Szósty z kolei projekt demonstracyjny TWENTIES przedstawia rozwiązania alternatywne, pomocne w optymalizacji infrastruktury sieciowej i maksymalizacji zintegrowania mocy wiatrowych. Warunki pracy linii podlegają monitorowaniu w celu oceny ich zdolności przesyłowych w czasie rzeczywistym w oparciu raczej o stan faktyczny (DLR) niż przy wykorzystaniu statycznych obciążeń o charakterze sezonowym. Zastosowanie DLR jest ściśle związanie z integracją źródeł wiatrowych, gdyż silniejsze podmuchy wiatru powodują zwiększenie wytwarzania, a stopień wykorzystania przepustowości linii wyprowadzających generowaną moc ulega zwiększeniu. Na ogół występuje potrzeba zwiększenia mocy przesyłowych, gdy zwiększa się wytwarzanie; w tym przypadku występuje dodatkowy efekt na skutek większego chłodzenia linii i w konsekwencji możliwe staje się wyprowadzenie większej wartości mocy. W projekcie demonstracyjnym temperatury wzdłuż linii są rejestrowane w czasie rzeczywistym, umożliwiając operatorom uzyskanie danych do wprowadzenia dynamicznych obciążeń linii przesyłowych. Stosuje się do tego celu specjalne przewody, zwane przewodami o fazie optycznej (OPPC). Są to konwencjonalne przewody, w których jedna ze splotek

9 została zastąpiona rurką ze stali nierdzewnej, w której umieszcza się światłowód. Umożliwia to pomiar właściwości termicznych przewodów w pełnym przekroju z wykorzystaniem sensora rozkładu temperatur (DTS). Błąd pomiaru temperatur nie przekracza 2 o C, a mierzony profil termiczny obejmuje punktów rozłożonych wzdłuż linii w odległości 2 m. Zapisy temperatur są aktualizowane co 10 minut. Ten rodzaj stałego rozproszonego monitorowania jest innowacyjnym postępem. Następnie operatorzy sieci mogą kontrolować dynamicznie rozpływów mocy w liniach przez wykorzystanie układów PFC dla wykluczenia przeciążeń. Układy te umożliwiają przekierowanie nadmiaru energii między liniami, uzyskując bardziej efektywne wykorzystanie zdolności przesyłowych, co prowadzi do zwiększenia sterowalności i bezpieczeństwa sieci. Układy PFC są ściśle związane z integracją energetyki wiatrowej, co wynika to z wysokiej zmienności generacji, wymagającej sterowania rozpływami w czasie rzeczywistym. Wykorzystana w tym projekcie demo technologia, zwana sterownikiem przeciążenia linii, jest integracją tradycyjnych rozwiązań sterowania mocą przesyłową (dławiki i łączniki) z zaawansowanymi systemami, stosowanymi typowo dla zwiększenia elastyczności przez stosowanie układów energoelektronicznych. Oferta taka umożliwia skuteczne sterowanie rozpływami w kategoriach funkcjonalności i kosztów. Wyniki projektu demonstracyjnego są wysoce zadowalające. Zastosowanie układów DLR daje efekty następujące: - wykazano możliwości uzyskania maksymalnej zdolności przesyłowej linii w czasie rzeczywistym; na ogół wskaźnik obciążenia dynamicznego w ciągu doby jest 15% wyższy niż wartość sezonowa; dla dni bardziej wietrznych może to być wartość dwukrotnie wyższa od średniej dobowej; - wykazano możliwość monitorowania wzdłuż całej długości linii bez konieczności dokonywania oszacowań lub ekstrapolacji; operator może korzystać z danych o pełnej wiarygodności; - wykazano, że gorące punkty obszary wymagające szczególnej troski mogą być z łatwością wykrywane przy wykorzystywaniu zaproponowanej technologii; - wykazano istnienie korelacji pomiędzy generacją wiatrową a zwiększoną zdolnością przesyłową w liniach, pracujących w lokalnie zmiennych warunkach pogodowych. Przy zastosowaniu sterownika przeciążenia linii stwierdzono, że sterowanie rozpływami mocy, zarówno w warunkach ustalonych jak i w stanach zagrożenia, prowadzi do strategii, wykorzystujących pomiary w czasie rzeczywistym i punkty nastaw z ośrodka dyspozytorskiego. W szczególności: - wykazano możliwości obniżenia kosztów oferowania i obsługi w porównaniu z innymi układami energoelektronicznymi; - wykazano, że proponowane rozwiązanie konstrukcyjne może być z łatwością przenoszone w miarę potrzeb, co wynika z wysokiej skalowalności w kategoriach rozmiaru i liczby realizowanych kroków. Powyższe stwierdzenia zweryfikowano na drodze symulacji, badań laboratoryjnych oraz wykorzystując projekty demonstracyjne. Rozsądne wykorzystanie tych nowych rozwiązań

10 technicznych zapewni zwiększenie zdolności integracji OZE jak i zwiększenie bezpieczeństwa operacyjnego. Wniosek końcowy Doświadczenie, uzyskane przez realizację wielkoskalowych projektów demonstracyjnych, pozwala na sformułowanie podstawowego wniosku: Wielkoskalowe projekty demonstracyjne są absolutnie niezbędne dla zamknięcia luki pomiędzy rozwiązaniami w wymiarze prototypowym a wykazującymi pełne zdolności operacyjne. Co więcej dynamika zachodzących zmian sprawia, iż ten proces wypełniania luk jest nigdy nie kończącą się opowieścią Na rysunkach od 1 do 5 przedstawiono niektóre aspekty projektów wielkoskalowych w systemie elektroenergetycznym. Rys. 1. Cztery wizje postępu bieżącego europejskiego systemu planowania (Źródło: IEEE power & energy magazine)

11 Rys. 2. Model elektrowni wirtualnej (Źródło: IEEE power & energy magazine) Rys. 3. Możliwe lokalizacje źródeł OZE (Źródło: IEEE power & energy magazine)

12 Rys. 4. Ogólne zasady określania dynamicznego obciążenia linii (Źródło: IEEE power & energy magazine) Rys. 5. Scenariusz autostrady elektroenergetycznej (Źródło: IEEE power & energy magazine)