Rozproszone źródła energii Problemy współpracy rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym część II

Transkrypt

1 Rozproszone źródła energii Problemy współpracy rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym część II Opracowano na podstawie monografii Kacejko P.: Generacja rozproszona w systemie elektroenergetycznym Wyd. Pol. Lubelskiej, Lublin 2004 Waldemar Szpyra Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki Katedra Elektrotechniki i Elektroenergetyki wszpyra@agh.edu.pl Jaworzno, 5 marca 2010

2 Program wykładu W trakcie wykładu zostaną przedstawione wybrane zagadnienia dotyczące współpracy rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym. Program wykładu obejmuje: krótką charakterystykę źródeł z punktu widzenia ich współpracy z systemem elektroenergetycznym, omówienie wpływu GR na: - warunki napięciowe, - warunki zwarciowe, - straty mocy, - niezawodność zasilania odbiorców.

3 Trochę historii Generacja rozproszona nie jest niczym nowym na wczesnych etapach rozwoju elektroenergetyki wytwarzanie energii elektrycznej w pobliŝu jej odbiorców było regułą a nie wyjątkiem. Nie istniały sieci łączące poszczególne elektrownie. Pierwsze próby wykorzystania energii elektrycznej w Polsce miały miejsce w ostatnich dwóch dekadach XIX w. Próby takie podejmowały głównie zakłady przemysłowe, instalując niewielkie, o mocy kilku lub kilkudziesięciu kilowatów, generatory napędzane maszynami parowymi lub silnikami Diesla oraz małe elektrownie wodne. Energia elektryczna z tych źródeł była wykorzystywana lokalnie (początkowo do oświetlenia, głównie przy wykorzystaniu lamp łukowych).

4 Energetyka na terenie działania TAURON S.A. Historia elektroenergetyki na terenie działania TAURON S.A. sięga lat 80 i 90. XIX wieku: 1880 r. - Elektrownia w Zawierciu, 1887 r. - Stacja elektryczna w Częstochowie, 1893 r. - Elektrownia Miejska w Bielsku-Białej, 1898 r. - elektrownia prądu stałego o mocy ok. 0,9 MW przy zajezdni tramwajowej w Legnicy (zasilająca komunikację tramwajową oraz oświetlenie uliczne) 1905 r. - Elektrownia Miejska w Krakowie, 1908 r. - Elektrownia miejska w Opolu, 1910 r. - Elektrownia Miejska w Tarnowie. okres międzywojenny budowa COP połączenie elektrowni cieplnych i wodnych siecią o napięciu 60, 110 i 220 kv 1963 r. - oddanie do pracy pierwszej w Polsce linii 400kV Mikułowa - Joachimów o długości 300 km 1964 r. - budowa stacji zasilającej 400/110 kv w Pasikurowicach.

5 Rozwój polskiej energetyki po II wojnie światowej

6 Czym jest generacja rozproszona? W literaturze istnieje szereg anglojęzycznych nazw i odpowiadających im skrótów związanych z pojęciem generacja rozproszona (GR) są to : - distributed generation (DG), - distributed energy resources (DER), - dispersed generation (DG), - embedded generation (EG). Nie istnieje teŝ jedna powszechnie zaakceptowana definicja tego pojęcia. Zasadnicze róŝnice dotyczą zakresu mocy źródeł. Przykładem moŝe tu być Szwecja gdzie maksymalna moc źródła zaliczanego do GR wynosi 1500 kw, przy czym farma wiatrowa składająca się ze stu takich turbin traktowana jako źródło rozproszone [2]

7 Czynniki decydujące o zaliczeniu źródła do generacji rozproszonej W związku z duŝym zróŝnicowaniem definicji GR dla jej doprecyzowania w [1] przeanalizowano, róŝne czynniki, które mogą być brane pod uwagę przy tej klasyfikacji. W efekcie stwierdzono, Ŝe dla zaliczenia źródła do GR nie mają znaczenia takie czynniki jak moc znamionowa, zasięg zasilania, technologia, wpływ na środowisko, sposób sterowania czy do kogo naleŝy źródło - czynniki te są jednak istotne z punktu widzenia oddziaływania źródła na sieć. Jedynie cel oraz lokalizacja źródła (miejsce przyłączenia) mają tu znaczenie. Przyjęto, Ŝe za źródło GR moŝna uwaŝać źródło mocy czynnej przyłączone do sieci rozdzielczej lub do instalacji odbiorcy za punktem pomiarowo-rozliczeniowym.

8 Czynniki decydujące o zaliczeniu źródła do generacji rozproszonej c.d. Biorąc pod uwagę obciąŝalność sieci rozdzielczej moc znamionowa źródła GR w praktyce nie przekracza MW (obciąŝalność typowej linii 110 kv). Ze względu na moc znamionową zaproponowano następujący podział źródeł GR: Mikro: ~1 W <5 kw; Małe: 5 kw <5 MW; Średnie: 5 MW <50 MW; DuŜe: 50 MW <~300 MW.

9 Aspekty oddziaływania źródeł GR na system elektroenergetyczny W oddziaływaniu źródeł rozproszonych na pracę systemu elektroenergetycznego moŝna wyróŝnić: aspekty prawne i aspekty techniczne. Aspekty prawne to problem sterowania pracą źródła, a w przypadku źródeł odnawialnych równieŝ problemy wynikające np. z pierwszeństwa w pokrywaniu zapotrzebowania systemu. MoŜe to wpływać na zagadnienia techniczne np. poprzez wymuszone rozpływy mocy, problemy bilansowania systemu w przypadku źródeł, których produkcja zaleŝy od warunków atmosferycznych.

10 Aspekty techniczne oddziaływania GR Aspekty techniczne to oddziaływanie GR na: napięcie (poziom, wahania i odkształcenie krzywej napięcia), straty mocy i energii, obciąŝalność przewodów prądami roboczymi, warunki zwarciowe, sposób pracy sieci średnich i niskich napięć, pracę zabezpieczeń w sieci średnich i niskich napięć.

11 Podział źródeł GR Z punktu widzenia oddziaływania na system elektroenergetyczny źródła GR moŝna podzielić wg: - systemu prądu: - prądu stałego; - prądu przemiennego: - z generatorami synchronicznymi, - z generatorami asynchronicznymi. - zaleŝności od warunków atmosferycznych: - napędzane siłą wiatru, - systemy solarne, - źródła produkujące energię elektryczną w skojarzeniu z produkcją ciepła.

12 Przyłączanie źródeł rozproszonych do sieci Wymagania związane z przyłączaniem źródeł GR są zawarte w załączniku do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczych zatytułowanym Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej. Wymagania zawarte w tym dokumencie zostały tak sformułowane, by praca źródeł przyłączanych do sieci rozdzielczych nie wpływała negatywnie na pracę sieci oraz na jakość energii dostarczanej do odbiorców. Warunki sformułowane w tym załączniku mogą sugerować, Ŝe operatorzy sieci dystrybucyjnych załoŝyli iŝ źródła GR mogą tylko utrudniać pracę sieci rozdzielczych.

13 Sposób przyłączenia źródeł do sieci nn Rys. 1. Sposób przyłączenia źródła do sieci nn: a) bez moŝliwości zasilania wydzielonych odbiorów, b) z moŝliwością zasilania wydzielonych odbiorów [4]( (2.1a), (2.1b), (2.2) łączniki wymagane wg odp. punktów Załącznika do IRiESR)

14 Sposób przyłączenia źródeł do sieci SN Rys. 2. Sposób przyłączenia źródła do sieci SN: a) bez moŝliwości zasilania wydzielonych odbiorów, b) z moŝliwością zasilania wydzielonych odbiorów [4]

15 Współpraca generatora synchronicznego z siecią sztywną a) b) Rys. 3. Współpraca generatora synchronicznego z siecią sztywną: a) schemat połączeń, b) uproszczony schemat zastępczy [4]

16 Współpraca generatora synchronicznego z siecią sztywną c.d. ZaleŜności na moc czynną P g, bierną Q g, oraz siłę elektromotoryczną E q gdzie k = SX X s X d Rys. 4. Wykres fazorowy układu generator synchroniczny z regulacją napięcia sieć sztywna[4]

17 Obszar dopuszczalnej pracy generatora synchronicznego a) Q g Rys. 5. Wykres dopuszczalnego obszaru pracy generatora synchronicznego przy róŝnych wartościach napięcia U g (dla X d = 1,5 i k sx =0,2)[4]

18 Obszar dopuszczalnej pracy generatora synchronicznego c.d. Rys. 6. Wykres dopuszczalnego obszaru pracy generatora synchronicznego przy róŝnych wartościach napięcia U g (dla X d = 1,5 i k sx =0,02) [4]

19 Obszar dopuszczalnej pracy generatora synchronicznego c.d. Z porównania wykresów pokazanych na rysunkach 5 i 6 wynika, Ŝe moŝliwości oddziaływania generatora na wartość napięcia w miejscu zainstalowania (oraz w jego otoczeniu), zaleŝą bardzo silnie od usytuowania w sieci - im większa wartość reaktancji zewnętrznej, tym moŝliwości te są większe. Jeśli k sx = 0 to napięcie generatora będzie zdeterminowane przez napięcie sieci (U g = U s ) niezaleŝnie od nastawienia U gref.

20 Wpływ długości linii i mocy znamionowej generatora na wartość k x k x =0,4 k x =0,3 k x =0,2 k x =0,1 Rys. 7. ZaleŜność długości linii 110 kv łączącej generator z siecią sztywną od mocy generatora, przy której uzyskuje się wskazaną wartość współczynnika k sx [4]

21 Wpływ długości i typu linii oraz mocy znamionowej generatora na wartość k x 15 kv kabl. 20 kv nap. 10 kv kabl. 15 kv nap. Rys. 8. ZaleŜność długości i typu linii SN łączącej generator z siecią sztywną od mocy generatora, przy której uzyskuje się wartość współczynnika k x = 0,1 [4]

22 Współpraca generatora synchronicznego z siecią sztywną c.d. Z analizy wykresów pokazanych na rys. 7 i 8 wynika, Ŝe dla generatorów średniej i duŝej mocy, przy typowych dla danego poziomu napięcia długościach linii, typową wartością współczynnika k sx jest wartość 0,1, a przekroczenie wartości 0,2 jest mało prawdopodobne. Przyłączenie generatora synchronicznego o małej mocy do sieci średniego napięcia, prowadzi do pracy poprzez reaktancję zewnętrzną o bardzo małej wartości (w stosunku do reaktancji synchronicznej). W warunkach statycznych pomija się wpływ reaktancji transformatora 110kV/SN bo regulator napięcia transformatora utrzymuje praktycznie stałą wartość napięcia po stronie SN. Pojawia się jednak konieczność uwzględnienia rezystancji sieci

23 Obszar dopuszczalnej pracy generatora synchronicznego z uwzględnieniem rezystancji sieci Rys. 9. Dopuszczalny obszar pracy generatora synchronicznego przy róŝnych wartościach napięcia generatora (charakterystyki wyznaczone dla X d = 1,5 oraz k sx =0,1 i k sr = R s /X d = 0,1

24 Obszar dopuszczalnej pracy generatora synchronicznego z uwzględnieniem rezystancji sieci c.d. Rys. 10. Dopuszczalny obszar pracy generatora synchronicznego przy róŝnych wartościach napięcia generatora (charakterystyki wyznaczone dla X d = 1,5 oraz k sx =0,1 i k sr = R s /X d = 0,2

25 Obszar dopuszczalnej pracy generatora synchronicznego z uwzględnieniem rezystancji sieci c.d. Porównując rys. 9 i 10 z rysunkami 5 i 6 moŝna zauwaŝyć wyraźną zmianę nachylenia charakterystyk zmian mocy czynnej i biernej dla zadanej wartości napięcia w stosunku do osi P. Dla k sr =0,1 ustawiając wartość napięcia U gref = l,045u s zwiększając mocy czynną od P tmin (punkt A1 na rys. 9) moc maksymalną P tmax osiąga się przy znacznie mniejszej mocy biernej (punkt B1). Po nastawieniu U gref na wartość 1,1U s nie ma problemów z osiągnięciem mocy maksymalnej przy tej samej wartości napięcia (punkt B2). Dla k sr =0,2 (rys. 10) po ustawieniu napięcia zadanego na U gref = 1,04 i rozpoczynając od mocy P tmin (punkt A1) szybko dochodzi się do dolnego ograniczenia mocy biernej (punkt C1). Praca z mocą P tmax moŝliwa jest przy napięciu generatora przekraczającym 1,12U s (punkt B1). NaleŜy zwrócić uwagę, Ŝe niezbyt duŝa generacja dodatniej mocy biernej (zapewniająca przy maksymalnej mocy czynnej utrzymanie cosφ = 0,95) odpowiada wzrostowi napięcia generatora od wartości l,06u s do wartości 1,22U s (punkty A3 - B3).

26 Wpływ źródła zainstalowanego w pobliŝu GPZ na wartość napięcia w sieci miejskiej Rys. 11. Wykres napięć po dolnej stronie transformatorów 15/0,4 kv w funkcji odległości stacji od GPZ-tu

27 Wpływ źródła zainstalowanego w z dala GPZ na wartość napięcia w sieci miejskiej Rys. 12. Wykres napięć po dolnej stronie transformatorów 15/0,4 kv w funkcji odległości stacji od GPZ-tu

28 Wpływ źródła zainstalowanego w pobliŝu GPZ na wartość napięcia w terenowej sieci SN Rys. 13. Wykres napięć po dolnej stronie transformatorów 15/0,4 kv w funkcji odległości stacji od GPZ-tu

29 Wpływ źródła zainstalowanego w z dala GPZ na wartość napięcia w terenowej sieci SN Rys. 14. Wykres napięć po dolnej stronie transformatorów 15/0,4 kv w funkcji odległości stacji od GPZ-tu

30 Wpływ źródła zainstalowanego w z dala GPZ na wartość napięcia w sieci Wyniki obliczeń symulacyjnych wykazały, Ŝe włączenie źródła w głębi sieci SN, powoduje wzrost napięcia po stronie nn transformatorów odbiorczych o około V. W przypadku słabych sieci terenowych, w który występują znaczne odchylenia napięcia w dół włączenie źródła GR moŝe być z tego punktu widzenia korzystne. W przypadku sieci, w których odchylenia napięcia są niewielkie, moŝe to doprowadzić do przekroczenia dopuszczalnych odchyleń napięcia w górę. Częste załączanie i wyłączanie źródła moŝe być równieŝ niekorzystne bo będzie powodować znaczne skokowe zmiany napięcia u odbiorców.

31 Wpływ GR na jakość energii wyŝsze harmoniczne Rozproszone źródła energii mogą w róŝny sposób wpływać na występowanie w sieciach wyŝszych harmonicznych: - Przekształtniki energoelektroniczne wykorzystywane do przyłączania niektórych źródeł energii mogą wprowadzać do sieci prądy o podwyŝszonych częstotliwościach. - Generatory synchroniczne i indukcyjne mogą zmniejszać impedancję zwarciową sieci dla poszczególnych harmonicznych i tym samym zmniejszać zawartość wyŝszych harmonicznych w napięciach. - do przyłączania generatorów indukcyjnych współpracujących z turbinami wiatrowymi są wykorzystywane tyrystorowe układy rozruchowe (soft-starts) są jednak po rozruchu wyłączane.

32 Zawartości wyŝszych harmonicznych w prądach układów przekształtnikowych Tabela 1. Typowe zawartości wyŝszych harmonicznych w prądach róŝnego typu układów przekształtnikowych ą[4] Rząd harmonicznej Zawartość harmonicznej w prądzie [%] Przekształtnik zbudowany z wykorzytsaniem tranzystorów IGBT 100 1,9 2,8 0,5 0,16 0,3 0,0 0, pulsowy przemysłowy układ napędowy pulsowy przemysłowy układ napędowy

33 Wpływ GR na jakość energii wyŝsze harmoniczne Odkształcone prądy wprowadzane do sieci przez źródła rozproszone lub pobierane z sieci przez odbiorniki nieliniowe wywołują straty napięć na elementach sieci. W efekcie tego na nieodkształcone praktycznie napięcia generatorów synchronicznych elektrowni systemowych nakładają się napięcia o róŝnym stopniu zniekształcenia, powodując Ŝe u wszystkich odbiorców (nie tylko u tych, którzy posiadają źródła lub odbiory odkształcające prąd) pojawia się odkształcone napięcie. Identyfikacja sprawców tego sumarycznego odkształcenia jest często trudna. Skuteczna wartość napięcia u odbiorców określona wzorem:

34 Wymagania przepisów w zakresie odkształcenia napięcia Wymagania w zakresie jakości energii reguluje Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego [5]. Według tego rozporządzenia zawartość wyŝszych haromonicznych nie powinna przekraczać: a)1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym: 110 kv U n >30 kv, b)3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym: 30 kv U n > 1

35 Wymagania przepisów w zakresie odkształcenia napięcia Oprócz wymienionych na poprzednim slajdzie dopuszczalnych zawartości poszczególnych harmonicznych rozporządzenie określa takŝe wymagania co do dopuszczalnej wartości współczynnika odkształcenia napięcia harmonicznymi THD: gdzie u h = U h /U 1 Wartość tego współczynnika nie moŝe przekraczać: a)2,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym: 110 kv U n >30 kv, b)5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o

36 Wpływ GR na jakość energii migotanie napięcia W pobliŝu farm wiatrowych występuje wolnozmienne zjawisko pulsowania napięcia sieci wywołane okresową zmiennością momentu napędowego turbiny wiatrowej. Zjawisko to jest nazywane migotaniem napięcia" gdyŝ powoduje wywołuje efekt pulsowania strumienia świetlnego lamp Ŝarowych. W Polsce definiowane jest pojęcie wahania napięcia", jednak nie w pełni oddaje ono charakter omawianego zjawiska. Ludzkie oko jest szczególnie wraŝliwe na pulsowanie światła o częstotliwościach zbliŝonych do 10 Hz. Częstotliwoścć migotania napięcia" duŝych turbin

37 Wpływ GR na obciąŝalność torów prądowych SN a) b) c) Rys. 15. RóŜne warianty rozpływu mocy w magistrali SN w zaleŝności od mocy źródła GR [4]

38 Wpływ GR na obciąŝalność torów prądowych Na rys. 15 a, b, c przedstawiono źródło GR przyłączone do magistrali SN dla trzech przypadków relacji wielkości mocy generowanej do mocy pobieranej przez odbiory: a) moc generowana o małej wartości (P g <P L2 ) jest zuŝywana przez odbiory zainstalowane pomiędzy miejscem przyłączenia źródła, a końcem magistrali, b) moc generowana o średniej wartości (P L2 <P g <P L2 +P L1 ) pokrywa zapotrzebowanie odbiorów pomiędzy miejscem przyłączenia źródła a końcem magistrali, oraz w początkowej części magistrali; c) moc generowana o duŝej wartości (P L1 +P L2 <P g ) jest większa niŝ zapotrzebowanie wszystkich odbiorów zasilanych z magistrali. W Ŝadnym przypadku nie ma miejsca dodawanie mocy źródła i do mocy odbieranej z sieci. Mogą się jednak zdarzyć sytuacje, w których P L1 +P L2 <<P g,

39 Wpływ GR na obciąŝalność torów prądowych sieci 110 kv a) b) Rys. 16. Fragment sieci 110 kv: a) rozpływ mocy w układzie bez generacji, b) rozpływ mocy w układzie ze źródłem przyłączonym do jednej ze stacji 110 kv/sn [4]

40 ObciąŜalność długotrwała typowych przewodów AFL6 Rys. 17. ObciąŜalność linek AFL6 dla ϑ = 30 C [4]

41 ObciąŜalność długotrwała typowych przewodów AFL6 Rys. 18. ObciąŜalność linek AFL6 dla ϑ = 0 C [4]

42 Wpływ GR na obciąŝalność przewodów Porównanie wykresów zamieszczonych na rys. 17 i 18 odpowiadających innej temperaturze otoczenia, (temperatury dopuszczalne są parametrami) prowadzi do wniosku, Ŝe obciąŝalność wszystkich badanych typów linek, w najbardziej pesymistycznych warunkach (ϑ o =30 C, ϑ dop = 40 C) jest ponad 2,5 razy mniejsza, niŝ w warunkach optymistycznych" (ϑ o = 0 C, ϑ dop = 80 C ). W przypadku sieci napowietrznej SN wykonanej przewodami AFL6 35 mm 2 maksymalna moc źródła wynosi ok. 2,2-3,2 MVA, natomiast dla linii wykonanej przewodami AFL6 70 mm 2 moc ta wzrasta do 4-7 MVA. W sieci o napięciu 110 kv pesymistyczny (ale w warunkach awaryjnych prawdopodobny) przypadek pracy generatora na pojedynczy tor, dla linii budowanej według starych zasad (ϑ dop =40 C) ogranicza moc do 40 MVA (linka AFL6 120 mm 2 ) lub do 60 MVA (linka AFL6 240 mm 2 ).

43 Wpływ GR na warunki zwarciowe Niezbyt duŝa moc źródeł GR moŝe prowadzić do wniosku, Ŝe ich przyłąaczenie do sieci nie powinno spowodować zbyt duŝego wzrostu mocy zwarciowej. Jadnak przy ocenie zagroŝeń prądami zwarciowymi naleŝy brać pod uwagę fakt, Ŝe wytrzymałość zwarciowa istniejących urządzeń moŝe być mała. Wynika stąd konieczność dokładniejszej analizy wpływu źródła na moc zwarciową, m.in w celu uniknięcia zagroŝenia wynikającego z przekroczenia wytrzymałości zwarciowej istniejących urządzeń oraz w celu uniknięcia ewentualnych niepotrzebnych nakładów inwestycyjnych na modernizację

44 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci nn Rys. 19. Uproszczony schemat układu do analizy warunków zwarciowych w sieci nn [4] Wartość prądu zwarciowego moŝna obliczyć z zaleŝności: - bez generacji: - z generacją:

45 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci nn Rys. 20. Wpływ GR na wartość prądu zwarciowego w miejskiej sieci nn [4]

46 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci nn Rys. 20. Wpływ GR na wartość prądu zwarciowego w terenowej sieci nn [4]

47 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci nn Rys. 21. Wpływ GR na wartość prądu zwarciowego w terenowej sieci nn przy zwarciu w połowie linii[4]

48 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci nn Rys. 22. Wpływ GR na wartość prądu zwarciowego w terenowej sieci nn w przypadku włączenia źródła przez wydzieloną linię [4]

49 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci SN Rys. 23. Przyłączenie źródła GR do sieci SN za pośrednictwem transformatora [4]

50 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci SN Rys. 24. Wpływ GR na wartość prądu zwarciowego w kablowej sieci 10 kv [4]

51 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci SN Rys. 25. Wpływ GR na wartość prądu zwarciowego w terenowej sieci 15 kv [4]

52 Wpływ GR na warunki zwarciowe w sieci SN Rys. 26. Wpływ GR na wartość prądu zwarciowego w terenowej sieci 15 kv w przypadku włączenia źródła przez wydzieloną linię [4]

53 Wpływ GR na straty mocy w sieci Rys. 26. Schemat topograficzny obwodu sieci 15 kv z miejscami przyłaczenia źródła GR [6]

54 Wpływ GR na straty mocy w sieci Rys. 27. ZaleŜność strat energii w linii 15 kv w zaleŝności od mocy i lokalizacji źródła GR [6]

55 Wpływ GR na niezawodność zasilania Instalacja źródeł GR w pobliŝu odbiorów powoduje: - zmniejszenie obciąŝenia źródeł tradycyjnych oraz elementów sieci przesyłowej zwiększając margines bezpieczeństwa, a tym samym niezawodność pracy systemu elektroenergetycznego - niekontrolowana prac oraz komplikacja układów zabezpieczeń moŝe teŝ prowadzić do obniŝenia pewności zasilania

56 Wady i zalety GR [4]

57 Wady i zalety GR [4]

58 Literatura 1. Ackermann T., Andersson G., Söder L.: Distributed generation: a definition, Electric Power Systems Research 57 (2001) pp Wizelius T., Series of Offshore Projects Planned; in: Wind Power Monthly, Vol. 14, No.10, October 1998, pp L'Abbate A., Fulli G., Fred Starr, Peteves S.D.: Distributed Power Generation in Europe: technical issues for further integration 4. Kacejko P.: Generacja rozproszona w systemie elektroenergetycznym, Wyd. Pol. Lubelskiej, Lublin Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. Ustaw Nr 93 z dnia 29 maja 2007 r poz. 623). 6. Pod. red. Jerzego Kulczyckiego: Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych Wyd. PTPiREE, Poznań,2009.