ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE ANALIZA POTENCJALNYCH OGRANICZEŃ BILANSOWYCH I ODDZIAŁYWANIA NA WARUNKI PRACY JEDNOSTEK KONWENCJONALNYCH

Transkrypt

1 Nr 6 (91) - 21 Rynek Energii Str. 25 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE ANALIZA POTENCJALNYCH OGRANICZEŃ BILANSOWYCH I ODDZIAŁYWANIA NA WARUNKI PRACY JEDNOSTEK KONWENCJONALNYCH Piotr Kacejko, Michał Wydra Słowa kluczowe: generacja wiatrowa, farmy wiatrowe, ograniczenia generacji, analiza statystyczna Streszczenie. W artykule przedstawiono wyniki analizy pracy farm wiatrowych w Polsce, po osiągnięciu hipotetycznego poziomu 1 MW mocy zainstalowanej. Wykorzystano lokalizacje farm określone na podstawie uzyskanych warunków przyłączenia do sieci oraz warunki wietrzności określone za pomocą systemu Anemos. Na podstawie tych warunków dla każdej lokalizacji oszacowano, że maksymalny poziom generacji wiatrowej (9 MW) może wystąpić nie dłużej niż godzin rocznie, natomiast przez blisko 6 godzin w roku moc generowana nie przekroczy 4 MW. Wyniki te powinny być brane pod uwagę przy szacowaniu oddziaływania energetyki wiatrowej na system elektroenergetyczny. W artykule dokonano także analizy możliwych do wystąpienia ograniczeń bilansowych generacji wiatrowej na podstawie hipotetycznego obciążenia KSE w roku 22. Celem niniejszego artykułu było także przeanalizowanie dynamiki zmian obciążenia SEE oraz próba odpowiedzi na pytanie, czy generacja wiatrowa znacząco pogarsza warunki pracy jednostek konwencjonalnych, co często jest podnoszone przez jej przeciwników. 1. WSTĘP W artykule 1 przedstawiono wyniki analizy pracy farm wiatrowych w Polsce, przy założeniu, że osiągną one poziom 1 MW mocy zainstalowanej [3]. Wykorzystano lokalizacje określone na podstawie uzyskanych warunków przyłączenia do sieci oraz warunki wietrzności określone za pomocą atlasu wiatru Anemos. Sumując wartości energii w poszczególnych przedziałach uzyskano roczną produkcję energii możliwą do uzyskania w perspektywie roku 22. Wyznaczona wartość energii wynosząca około MWh świadczy o tym, że pomimo warunków wiatrowych Polski określanych jako przeciętne, możliwe jest w skali całego sektora uzyskanie rocznego czasu wykorzystania mocy zainstalowanej na poziomie do 22 godzin. Z analizy zmienności mocy wynika, że maksymalny poziom generacji (od 7 do 9 MW) jest spodziewany przez okres do godzin rocznie, natomiast przez blisko 6 godzin w roku moc generowana nie przekroczy 4 MW. Wyniki te powinny być brane pod uwagę przy szacowaniu oddziaływania energetyki wiatrowej na system elektroenergetyczny, albowiem jako moc generowaną przyjmuje się najczęściej wartość mocy zainstalowanej. Model i wyniki opisane przez autorów w [3] posłużyły do dalszych badań symulujących skutki przyłączenia do KSE dużej 1 Artykuł powstał podczas realizacji projektu badawczo-rozwojowego N R pt.: Układ optymalnej regulacji mocy farm wiatrowych w warunkach ograniczonych możliwości przesyłowych sieci elektroenergetycznych realizowanego w latach w Katedrze Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń Politechniki Lubelskiej liczby fam wiatrowych, znacznie przekraczających plany i prognozy Ministerstwa Gospodarki [6] 2. SYMULACJA MOŻLIWOŚCI GENERACJI WIATROWEJ W POLSCE [3] Wartości energii i mocy możliwej do wyprodukowania w farmach wiatrowych zlokalizowanych na terenie Polski wyznaczano dla 217 farm, które do stycznia 21 roku uzyskały warunki przyłączenia do sieci przesyłowej i 11 kv. Zakładając, że rozpatruje się j-ty interwał 1 minutowy (spośród TP = 5256 tworzących okres 1 roku), średnią moc dziesięciominutową wyznaczano ze wzoru FW (1) P ( j) P f ( j) k W nfi Fi i RFi i 1 przy czym P nfi oznacza moc znamionową i-tej farmy, f jej charakterystykę wytwarzania ustaloną Fi na podstawie zadeklarowanego typu siłowni, i ( j) jest prędkością wiatru wyznaczoną z zasobów atlasu Anemos dla węzła siatki 5x5 km położonego najbliżej punktu reprezentującego i-tą farmę, współczynnik krfi,75 uwzględnia zmniejszenie mocy wypadkowej farmy wynikające w powodu ograniczeń w dyspozycyjności, terenowego zróżnicowania położenia poszczególnych siłowni, efektu podkradania itp., FW=217 określa liczbę farm. Roczną wartość energii uzyskanej z rozpatrywanych farm wyznacza się poprzez sumowanie energii wy-

2 Moc MW Str. 26 Rynek Energii Nr 6 (91) - 21 produkowanej podczas dziesięciominutowych interwałów, czyli w TP w (2) E P j T j 1 Wyniki uzyskane w rezultacie tak przeprowadzonej analizy pokazano w tabeli 1. Z danych zwartych w tabeli wynika, że jak wspomniano, szacowanie rocznego czasu wykorzystania mocy zainstalowanej farm wiatrowych na poziomie 22 godzin jest w warunkach Polski, przy wszystkich uproszczeniach, podejściem poprawnym. Tabela 1 Zestawienie wyników estymacji generacji wiatrowej dla prędkości wiatru z lat 26, 27, 28 (rozpatrywana moc zainstalowana P nf =12 14 MW) Opis rok 26 rok 27 rok 28 lata 26, 27, 28 Inne interesujące spostrzeżenia wynikają z analizy rozkładu hipotetycznej generacji wiatrowej w czasie. 3. OBCIĄŻENIE KSE A GENERACJA WIATROWA W 22 ROKU W celu określenia możliwych do wystąpienia ograniczeń generacji wiatrowej, na wstępie dokonano próby uaktualnienia obciążenia KSE na rok 22 zgodnie z [6], przeskalowując obciążenie z 28 roku za pomocą współczynnika 1,225. Od tak uzyskanego przebiegu odjęto prognozowany przebieg sumarycznej mocy generowanej przez energetykę wiatrową, przyjmując, że będzie ona w całości wprowadzona do systemu. W resultacie uzyskano przebieg obciązenia, które powinno być pokryte przez generację konwencjonalną. Tak uzyskany przebieg poddano dalszej analizie statystycznej (rys. 1). 25 Obc. KSE - Gen. FW Średnia Odchyl. standardowe Odchyl. standardowe Ograniczenia techniczne Wartość średnia mocy z FW za rok, MW Odchylenie standardowe mocy z FW, MW Roczna wartość energii z FW, GWh Roczny czas użytkowania mocy zainstalowanej, h Krajowa produkcja energii elektrycznej brutto w GWh przewidywana na rok 22, wg [6] Weryfikacja tego stanowiska została dokonana dla bardzo rozległej populacji farm i ogromnej liczby danych określających wietrzność (łącznie zasymulowano 34 miliony odczytów). Uruchomienie do 22 roku wszystkich farm, dla których określono warunki przyłączenia do sieci, mogłoby mieć istotny wpływ na wypełnienie przez Polskę zobowiązań zawartych w dyrektywach UE [1] i dostosowanych do nich planach polityki energetycznej [6]. Z tabeli wynika bowiem, że zakładając hipotetycznie plany przyłączeniowe inwestorów za możliwe do zrealizowania, w 22 roku aż 9% energii elektrycznej z OZE mogłoby pochodzić z farm wiatrowych. Jest to wyraźnie więcej niż zakłada się w KPD [6], gdzie dla wiatraków przewiduje się tylko około 5% energii elektrycznej pochodzącej z OZE Próbki co 1 min x 1 4 Rys. 1 Różnica pomiędzy prognozowanym obciążeniem KSE na 22 a hipotetyczną generacją wiatrową (wartość średnia MW, odchylenie standardowe 3861 MW) Przebieg uwzględnia generację wiatrową z współczynnikiem korekcyjnym generacji mocy w farmach. Oznacza to, że przyjęto wypadkową moc farmy, która jest niższa od mocy zainstalowanej z powodu przesłaniania wiatru przez wieże turbin, turbulentnością wiatru, pracami konserwacyjnymi czy awariami. Analizując ograniczenia w absorpcji energii pochodzącej z wiatru przez system założono różne minima techniczne generacji konwencjonalnej dla okresu letniego i zimowego. Przyjęto, na podstawie oceny składu jednostek pracujących w KSE, że w okresie letnim minimum techniczne energetyki konwencjonalnej wynosić będzie P gmin(l) = 95 MW, natomiast w okresie zimowym P gmin(z) = 125 MW (rys. 1). Jest to bardzo uproszony sposób uwzględnienia ograniczeń, uznano jednak, że może być on wystarczający do analiz o charakterze wstępnym. Z rys. 1 wynika, że średni poziom mocy,

3 Liczba godzin w roku Moc ograniczeń FW MW Nr 6 (91) - 21 Rynek Energii Str. 27 który powinien zostać pokryty przez generację konwencjonalną wynosi około 182 MW mimo istnienia krótkiego okresu w roku (niskie zapotrzebowanie ze strony KSE i bardzo dobre warunki wiatrowe w całej Polsce) gdzie prawie całe zapotrzebowanie na moc mogłoby zostać pokryte z generacji wiatrowej. Rzecz jasna bezpieczeństwo pracy systemu i względy technologiczne (np. praca elektrociepłowni) nie pozwalają na zejście w energetyce konwencjonalnej poniżej poziomu P gmin. W związku z powyższym, przy niskim zapotrzebowaniu na moc w KSE nawet przy dobrych warunkach wiatrowych należy ograniczać generację wiatrową do poziomu, w którym jednostki konwencjonalne zachowałyby sumaryczną generację na poziomie minimum technicznego. Liczbowe oszacowanie poziomu tych ograniczeń określono jako kolejny cel prezentowanych badań. 4. OGRANICZENIA GENERACJI WIATROWEJ O CHARAKTERZE BILANSOWYM Analizując ograniczenia generacji wiatrowej o charakterze bilansowym należy brać pod uwagę fakt, że obciążenie w systemie podlega dobowym i sezonowym zmianom. Warunki bezpiecznej i stabilnej pracy jednostek konwencjonalnych wymagają, aby w każdej chwili spełniony był warunek P ( t ) P ( t ) (3) g i gmin Wyznaczenie dla każdej chwili t i wartości minimum technicznego jest trudne, choć właśnie taka wartość najdokładniej oddawałby warunki pracy SEE. Jak już wspomniano, w przedstawionych rozważaniach przyjęto w uproszczeniu ograniczenia stałowartościowe, różnicując je dla okresu zimy i lata (P gmin(l) = 95 MW, P gmin(z) = 125 MW). Pod tym kątem badano zmienność obciążeń KSE oraz estymowane możliwości wytwórcze farm (z uwzględnieniem lokalizacji i prędkości wiatru). Zakładając, że generacja wiatrowa musiałaby być ograniczana, okresy zidentyfikowane w 22 roku, w których istniałaby konieczność ograniczenia generacji mocy w farmach wiatrowych przedstawiono na rys. 2. Jak widać, ograniczenia te występują w okresie zimowym i jesiennym, w lecie natomiast bardzo rzadko, pomimo zmniejszonych wartości obciążenia i mniejszej wartości minimum technicznego. Jeżeli zsumować wszystkie występujące ograniczenia generacji mocy w farmach wiatrowych przedstawione na rys. 2, to ograniczenia wynikające z minimum technicznego energetyki konwencjonalnej, wystąpią przez 424 godziny w roku, natomiast sumaryczna energia ograniczana (nie wyprodukowana) wynosiłaby około 7 GWh. Tak uzyskane wyniki i pozwalają na obliczenie prawdopodobieństwa wystąpienia ograniczeń mocy, które wynosi 424,3/8784 =,483. Na tej podstawie można stwierdzić, że całym roku tylko przez 4,83% czasu mogą wystąpić ograniczenia w generacji wiatrowej Czas ograniczanej pracy FW = h Suma energii ograniczonej = GWh Próbki co 1 min x 1 4 Rys. 2 Przebieg ograniczeń mocy farm wiatrowych wynikający z obciążenia KSE i minimum technicznego energetyki konwencjonalnej Biorąc pod uwagę przedstawione w tab.1 potencjalne roczne możliwości generacji wiatrowej z rozpatrywanych farm 275 GWh, to ubytek energii będzie wynosić tylko ok. 2,5% rocznie, co jest bardzo małą wartością, znacznie mniejszą od głoszonej w wielu dyskusjach medialnych. Analizując poszczególne wartości w obrębie zidentyfikowanych ograniczeń, można wyróżnić ich charakterystyczne poziomy występowania oraz częstość występowania. Histogram na rys. 3 przedstawia analizę uzyskanego przebiegu z rys Całkowita ograniczana moc FW MW Rys. 3 Występowanie poszczególnych poziomów ograniczeń generacji mocy FW w obrębie całej występującej populacji ograniczeń Jak wynika z rys. 3, dla systemu występowałyby ograniczenia generacji wiatrowej w zakresie od do 15 MW na poziomie od 75 do 95 godzin w całym

4 Liczba godzin w roku Gradient zmian obciążenia KSE MW/h Gradienty zmian generacji wiatrowej MW/h Str. 28 Rynek Energii Nr 6 (91) - 21 roku. Ograniczenia o bardzo dużych wartościach (np. 5 MW) to kwestia zaledwie 1-2 godzin w skali roku. Autorzy zwracają uwagę, że obowiązek zakupu energii pochodzącej z OZE powinien być złagodzony w kontekście oczywistych ograniczeń bilansowych. Z drugiej jednak strony spodziewana skala tych ograniczeń jest bardzo niewielka. 5. ŚREDNIE GODZINOWE ZMIANY OBCIĄŻENIA KSE A ZMIANY MOCY GENERACJI WIATORWEJ W dalszej części rozważań zbadano roczny przebieg prognozowanych zmian obciążenia KSE na 22 rok i wyznaczono jego zmiany zachodzące w ciągu godziny (zwane w dalszej części rozważań gradientami godzinowymi). Przebieg wartości gradientów godzinowych obciążenia w KSE przedstawia rys. 4. Prosta statystyka pokazuje, że zmiany obciążenia zawierają się w przedziale od około 5 MW/h do 13 MW, natomiast średnie zmiany w roku oscylują wokół wartości 7 MW/h. Zdążają się jednak bardzo gwałtowne zmiany wynoszące nawet 3 MW/h Gradient zmian obciążenia KSE Wartość średnia na poziomie 16 MW/h - rys. 5. Obserwacja ta zdecydowanie zaprzecza wizji super gwałtownych spadków lub wzrostów mocy z wiatraków wynikających z nieprzewidywalności warunków wiatrowych. Terytorium Polski jest zbyt duże, aby warunki generacji rozpatrywane globalnie zmieniały się tak gwałtownie Zmiany generacji wiatrowej Wartość średnia Godziny w roku Rys. 5 Przebieg godzinowych gradientów generacji wiatrowej, zaznaczono wartość średnią wynoszącą 158 MW/h oraz odchylenie standardowe wynoszące 147 MW/h Istotną informację zawiera również histogram (rys. 6), na którym widać że przez około 6 godzin w roku zmiany generacji wiatrowej zawierają się w przedziale od do 1 MW. Gwałtowne skoki (ale też na poziomie do ) MW, to tylko kilka przypadków w roku. Na podstawie uzyskanych wyników, można wysnuć wniosek, że charakter generacji wiatrowej uznanej za niestabilną i nieprzewidywalną, nie charakteryzuje się tak wielką zmiennością jak się powszechnie uważa i ocenia Godziny w roku Rys. 4 Przebieg prognozowanych godzinowych gradientów obciążenia KSE w roku 22; zaznaczono wartość średnią wynoszącą 685 MW/h oraz odchylenie standardowe wynoszące 631,5 MW/h Jak widać z rys. 4, gradienty godzinowe obciążenia występują dość równomiernie w ciągu roku, zarówno w okresie zapotrzebowania o znacznej wartości (zima) jak i zapotrzebowania zmniejszonego (lato). Energetyka konwencjonalna i jej układy regulacji są w stanie dopasować poziom mocy wytwarzanej do tak znaczących gradientów obciążenia. Dysponując stworzonym modelem generacji wiatrowej w Polsce (217 farm, 1 MW, model wiatru według Anemosa) można prześledzić zmiany wartości sumarycznej mocy, która może być w nich wytwarzana. Okazuje się, że godzinowy gradient generacji wiatrowej w zdecydowanej większości roku nie przekracza 6 MW/h, a jego średnia wartość jest Gradienty zmian generacji wiatrowej MW/h Rys. 6 Histogram gradientów generacji wiatrowej w KSE według zastosowanego modelu (217 farm, 1 MW) Dynamikę zmian obciążenia KSE oraz dynamikę zmian potencjalnej generacji wiatrowej można bezpośrednio porównać. Jak widać na rys. 7 gradienty godzinowe obciążenia o większych wartościach (np. powyżej MW) występują częściej niż godzinowe gradienty generacji w farmach

5 Liczba godzin w roku Gradienty zmian mocy MW/h Liczba godzin w roku Nr 6 (91) - 21 Rynek Energii Str. 29 wiatrowych. Z porównania histogramów wynika również, że gradienty godzinowe generacji wiatrowej częściej niż w przypadku gradientów obciążeń mają wartość niewielką na poziomie 1 MW Zmiany obciążenia KSE Zmiany genracji wiatrowej Oczywiście, może wystąpić także sytuacja odwrotna jeśli wzrostowi obciążenia towarzyszy spadek generacji wiatrowej to zapotrzebowanie na moc konwencjonalną dodatkowo wzrasta. Rysunek 9 przedstawia porównanie histogramów gradientów obciążenia KSE w 22 roku bez generacji wiatrowej i po jej uwzględnieniu zgodnie z rozpatrywanym modelem (217 farm, 1 MW). 25 X= 6414 Y= X= 6414 Y= Gradienty zmian obciążenia KSE Gradienty zmian generacji wiatrowej Gradienty obciążenia KSE po przył. gen. wiatrowej X= 6414 Y= X= 6429 Y= X= 6454 Y= Gradienty obciążenia KSE i generacji wiatrowej MW/h Rys. 7 Histogramy gradientów obciążenia KSE bez generacji wiatrowej i samej generacji wiatrowej Porównanie, takie jak pokazane wyżej, ma charakter wyłącznie formalny. Pamiętać należy bowiem, że ziemność mocy generowanej w wiatrakach i zmiany obciążenia KSE to dwa oddzielne i słabo skorelowane procesy stochastyczne. Wybierając dowolny interwał godzinowy w roku, bardzo trudno przewidzieć, czy obserwowanemu wzrostowi obciążenia towarzyszyć będzie wzrost generacji w wiatrakach (czyli relatywne zmniejszenie zapotrzebowania na moc ze źródeł konwencjonalnych) czy też jej spadek (i zwiększenie zapotrzebowania na generację konwencjonalną). Obiegowa opinia w tej kwestii jest taka, że niestabilny poziom generacji w farmach wiatrowych odbija się negatywnie na generacji w jednostkach konwencjonalnych, wymuszając jej zmiany, narażając tym samym układy regulacyjne na dodatkowe działanie o charakterze destrukcyjnym. Aby skonfrontować tę opinię z wynikami uzyskanymi z rozpatrywanego modelu, na rys. 8 przedstawiono wybrany fragment roku, na którym zaznaczono gradienty obciążenia KSE (przy braku wiatraków pokryje je w całości energetyka konwencjonalna), przebieg godzinowych gradientów energetyki wiatrowej oraz wypadkowy przebieg gradientów, które pokryje energetyka konwencjonalna, przy uwzględnieniu mocy generowanej w rozpatrywanych w 217 farmach. Jak widać skala zmian generacji wiatrowej jest znacząco mniejsza od zmian obciążenia wynikających z naturalnych zmian zapotrzebowania. Widać także wyraźnie, że wzrost generacji w farmach może kompensować wzrost obciążenia i zmniejszać zapotrzebowanie na moc ze źródeł konwencjonalnych. Wskazano trzy przykładowe punkty w których generacja wiatrowa przyczynia się (pozornie paradoksalnie) do łagodzenia godzinowych gradientów obciążenia X= 6429 Y= X= 6429 Y= X= 6454 Y= X= 6454 Y= Godziny w roku Rys. 8 Wybrany okres roku przedstawiający gradienty obciążeń KSE bez generacji wiatrowej, gradienty samej generacji wiatrowej oraz przebieg wypadkowy Okazuje się, statystycznie rzecz biorąc, że można zaobserwować zmniejszenie średnich godzinowych gradientów obciążenia generacji konwencjonalnej, co potwierdza histogram z rys Zmiany obc. KSE przed przyłączeniem gen. wiatr. Zmiany obc. KSE po przyłączeniu gen. wiatr Gradienty obciążenia KSE i generacji wiatrowej MW/h Rys. 9 Histogram gradientów obciążenia KSE przed i po przyłączeniu generacji wiatrowej według przyjętego modelu Dla gradientów o najmniejszych wartościach (1 MW/h) ich liczba po uwzględnieniu generacji wiatrowej maleje z 22 h do h. Dla innych wartości gradientów (oprócz 7 MW/h) liczba zaobserwowanych zmian nieznacznie maleje, dla przypadku KSE, w którym uwzględniono przedstawiony model generacji wiatrowej.

6 Str. 3 Rynek Energii Nr 6 (91) PODSUMOWANIE Na podstawie planów lokalizacji dotyczących budowy farm wiatrowych, dla których wydane zostały warunki przyłączenia do sieci (12 MW), stworzono model wytwarzania bazujący na komputerowym atlasie wiatru Anemos opisującym terytorium Polski, pozwalający na odwzorowanie rocznych zmian generowanej mocy. Analiza możliwości bilansowania mocy wytwarzanej w farmach wiatrowych oraz w elektrowniach konwencjonalnych powinny brać pod uwagę rzeczywiste możliwości generacyjne farm wiatrowych i nie powinno bazować (co czasem się czyni) na sumarycznej wielkości mocy znamionowych farm. Z przeprowadzonych badań wynika, ze całkowita liczba godzin, dla których należy rozpatrywać ograniczenie generacji wiatrowej z przyczyn bilansowych nie przekracza pięciuset rocznie. Kolejny wniosek wynikający z przeprowadzonych analiz dotyczy dynamiki zmian mocy wytwarzanej w rozpatrywanych farmach. Nie jest on zgodny z utartym przekonaniem, że energetyka wiatrowa nakłada na jednostki konwencjonalne konieczność przejęcia dużego gradientu obciążenia w przypadku gwałtownego spadku prędkości wiatru i gwałtownego zrzutu obciążenia w przypadku jej wzrostu. Z porównania godzinowych gradientów symulowanych wartości mocy generowanych w wiatrakach oraz godzinowych gradientów obciążenia KSE wynika, że dynamika zmian generacji wiatrowej nie jest tak duża jak się powszechnie uważa. Na skutek znacznego terytorialnego rozproszenia lokalizacji farm (i tym samym różnic w warunkach wietrzności) oraz braku korelacji pomiędzy zmianami prędkości wiatru i losowymi zmianami obciążenia, energetyka wiatrowa nie tylko nie zwiększa w sposób zasadniczy wymagań wobec możliwości regulacyjnych jednostek konwencjonalnych, ale nawet w niektórych przypadkach je łagodzi. Podsumowując, można stwierdzić, że zaprezentowane wyniki analiz, aczkolwiek oparte na hipotetycznych założeniach odnośnie lokalizacji farm i prędkości wiatru, rzucają nowe światło na szereg problemów związanych z integracją generacji wiatrowej z systemem elektroenergetycznym. LITERATURA [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 29/28/WE z 28 kwietnia 29 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. [2] Kacejko P., Pijarski P. Przyłączanie farm wiatrowych ograniczenia zamiast przewymiarowanych inwestycji. Rynek Energii 29, nr 1. [3] Kacejko P., Wydra M., Energetyka wiatrowa w Polsce realna ocena możliwości wytwórczych. Rynek Energii 21, nr 6. [4] Korab R.: Zdolności przyłączeniowe krajowej sieci 4 i 22 kv, Rynek Energii 21, nr 2. [5] Paska J., Kłos M.: Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym stan obecny i perspektywy, stosowane generatory i wymagania. Rynek Energii 29, nr 5. [6] Krajowy Plan Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych., Ministerstwo Gospodarki, 21. [7] Wizja rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce do 22 r., Raport Instytutu Energetyki Odnawialnej dla PSEW, Warszawa 29. WIND ENERGY IN POLAND ANALYSIS OF POTENTIAL POWER SYSTEM BALANCE LIMITATIONS AND INFLUENCE ON CONVENTIONAL POWER UNITS OPERATIONAL CONDITIONS Key words: wind generation, wind farms, generation limitations for wind farms, statistical analysis Summary. The paper shows the results of analysis taking into account wind generation of 12 MW installed power in Poland by the 22 year. Wind farms with issued actual conditions of interconnection into the HV grid have been taken into consideration. Generated power variation analysis has shown that the maximal level of wind generation (9, MW) is expected over 1, hours of the year, while the rest of 6, hours a year of total generated wind power have been expected lower than 4, MW. Those results should be taken into consideration when estimating an influence of wind generation on a power system. In this article the analysis of potential power system balance limitations for wind farms have been elaborated based on appropriate scaling of system load to level for year 22 and estimated wind generation. The aim of this work was also an analysis of mean hour load gradients of the power system before and after interconnecting the mentioned 12 MW of wind generation to the system and an attempt to answer the question whether the wind generation, would be destabilizing to power system or would not. This work was originated during evaluation of research and development project under Grant N R Piotr Kacejko, prof. dr hab. inż., Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, p.kacejko@pollub.pl Michał Wydra, dr inż., Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, m.wydra@pollub.pl