Wpływ kodeksów sieciowych na warunki pracy OSD przy uwzględnieniu OZE

Transkrypt

1 Wpływ kodeksów sieciowych na warunki pracy OSD przy uwzględnieniu OZE Autorzy: Robert Jankowski, Andrzej Kąkol - Instytut Energetyki Oddział Gdańsk Jerzy Rychlak - Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA ( Energia Elektryczna 8/2018) W 2009 roku wydano rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej [1]. Dokument ten stanowi formalną podstawę dla szeregu kodeksów sieciowych i wytycznych, których celem jest opracowanie m.in. zasad dostępu do sieci, zarządzania nimi oraz koordynacji planów rozwoju w ramach Unii Europejskiej. Efektem rozporządzenia jest opracowanie w kolejnych latach tzw. kodeksów sieciowych. W artykule opisano wybrane aspekty wynikające z ustanowienia kodeksu regulującego przyłączanie jednostek wytwórczych (NC RfG) [2] oraz kodeksu operacyjnego (SO GL) [3] na warunki współpracy OSD i źródeł wytwórczych. Część wymogów określonych w NC RfG musi być doprecyzowana przez właściwego operatora sieci zgodnie z opisaną w kodeksie procedurą. Doprecyzowanie zostało dokonane i zamieszczone na stronie PSE [4]. Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii, w tym energetyki rozproszonej małej mocy w sieci SN i nn, skutkuje systematycznym ubytkiem jednostek konwencjonalnych, efektem czego jest zmniejszenie zdolności do regulacji częstotliwości oraz napięć. Celem zapewnienia bezpieczeństwa w systemie zostały zdefiniowane wymagania również dla obiektów przyłączanych do sieci na napięciach poniżej 110 kv. Aby efektywnie wykorzystać zdolności regulacyjne rozproszonych źródeł energii obiekty te muszą być obserwowalne i sterowalne. Należy podkreślić, że część wymogów określonych w kodeksach odnosi się do całego systemu elektroenergetycznego, w tym do istniejących źródeł wytwórczych (SO GL) a część co do zasady, tylko do obiektów nowych (NC RfG). Objęcie wymogami małych obiektów Zdefiniowane w kodeksach wymogi dotyczą źródeł wytwórczych o mocy od 800 W. W RfG zdefiniowano cztery grupy źródeł wytwórczych, oznaczone kolejnymi literami alfabetu: A, B, C oraz D. Wszystkie źródła wytwórcze przyłączone do sieci WN i NN są klasyfikowane do grupy najwyższej, oznaczonej symbolem D. Progi mocowe do klasyfikacji obiektów w sieci SN lub nn zostały wypracowane przez OSP w drodze konsultacji z podmiotami sektora zgodnie z trybem określonym w NC RfG. Na rysunku 1 zilustrowano przyjęte rozwiązanie. Nad osią pokazano dopuszczalny w RfG zakres zmienności wartości progowych, natomiast pod osią przyjęte wartości progowe [6]. Niebieskie strzałki symbolizują dokonaną zmianę wartości progowej.

2 Rys. 1. Progi mocowe dla różnych typów PPM Co do zasady, wymogi dla grupy PPM zakwalifikowanych do niższego typu są dziedziczone przez obiekty zakwalifikowane do typu wyższego. Jednocześnie, jeśli dana grupa nie dziedziczy wymogu od grupy niższej, to oznacza, że wymóg ten jest zastępowany innym ostrzejszym. Tym samym, najszerszy zakres wymogów został określony dla obiektów typu D Obserwowalność i sterowalność Do jednostek typu A zakwalifikowano moduły wytwarzania o mocy od 800 W do 200 kw. Źródła tego typu będą występowały w sieci nn i, w mniejszości, w sieci SN. Jednostki typu B o mocach od 200 kw do 10 MW będą przyłączane do sieci SN. Zgodnie z Art.13.6 moduł wytwarzania musi być wyposażony w interfejs logiczny ( ), który umożliwi zaprzestanie generacji mocy czynnej w ciągu pięciu sekund od przyjęcia polecenia ( ). Jednocześnie, w RfG nie zdefiniowano wymogów dotyczących obserwowalności modułów typu A. W efekcie, zamiast monitorowania każdego ze źródeł w sieci nn, OSD powinien rejestrować poziomy napięć i obciążeń w newralgicznych punktach obwodów niskiego napięcia i ograniczać poziom generacji po zidentyfikowaniu zagrożeń. Tym samym polecenie zaprzestania generacji wydawane źródłom typu A może być traktowane jako narzędzie udostępnione OSD do ograniczenia przekroczeń spowodowanych zbyt dużą generacją, nie zaś narzędzie do zarządzania poszczególnymi jednostkami. Na mocy Art. 14.1, zdefiniowany w Art.13.6 wymóg obowiązuje również moduły typu B. Dodatkowo, w Art.14.2 zdefiniowano wymóg wyposażenia modułów typu B w interfejs umożliwiający zdalne ograniczenie generowanej mocy czynnej. Szczegóły dotyczące wdrożenia wymogu zostały pozostawione do decyzji OSD. Z powodu spodziewanej, znacznej liczby obiektów typu A i B, identyfikacja modułów wytwarzania, do ograniczenia mocy powinna odbywać się automatycznie po zidentyfikowaniu aktualnych warunków pracy sieci. Ograniczenia generacji powinny być zastosowane na tych obiektach (grupach obiektów), które mają wpływ na zidentyfikowane zagrożenie. Idea ta została pokazana na rysunku 2, gdzie w sposób schematyczny przedstawiono fragment sieci SN i nn. Grupę mogą tworzyć obiekty przyłączone do wspólnego odejścia po stronie nn

3 (wyróżnione odcieniem koloru zielonego), wszystkie obiekty generacyjne zasilane ze wspólnego transformatora SN/nn (wyróżnione kolorem zielonym) lub przyłączone do ciągu liniowego SN (odcień fioletowy). Grupowanie obiektów powinno odbywać się z uwzględnieniem rodzaju i skali zagrożenia. Kolorem szarym oznaczono obiekt istniejący, którego RfG nie dotyczy. I tak, w przypadku problemów na odejściach w sieci nn, ograniczenie mocy będzie dotyczyło obiektów przyłączonych do tego odejścia (grupy 1 lub 1 ). Jeśli problemy (napięciowe) będą występowały na kilku odejściach nn zasilanych z jednego transformatora SN/nn, to polecenie zaniżenia mocy będzie wysyłane do wszystkich modułów przyłączonych do sieci zasilanej z tego transformatora (grupa 2). Przyłączone do sieci SN obiekty typu B są obserwowalne, stąd będzie możliwe oddziaływanie indywidualnie na każdy z obiektów z osobna (obiekt 3 lub 3 ) lub w sposób skoordynowany (grupa 4). 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 i zarządzania źródłami. Już obecnie należy rozważyć implementację narzędzia, które monitorując warunki pracy sieci SN i nn dokona identyfikacji zagrożeń oraz wskaże moduły wytwarzania, którym generowana moc będzie ograniczona do zera (moduły typu A i/lub B) lub ograniczona według procedury ustalonej przez OSD. Należy określić wymogi dotyczące protokołów komunikacji oraz, po przyłączeniu modułu wytwarzania, weryfikować wymagane funkcjonalności, tak by w przyszłości moc 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 źrodła istniejące) źródła typu B (i wyżej) będą należały do grupy SGU (ang. significant grid user znaczący użytkownik sieci), od których można wymagać dostarczania do OSD informacji strukturalnych, grafikowych i danych czasu rzeczywistego (SO GL, art. 50). Wymóg ten został doprecyzowany w propozycji implementacji krajowej RfG [4],[5], gdzie wskazano aby moduły typu B miały zdolność do wymiany informacji w czasie rzeczywistym z właściwym OS. Ten, na mocy art. 44 SO GL, może być zobowiązany do przekazywania do OSP mocy czynnej i biernej w polu zakładu wytwarzania energii i zagregowanych danych o wytwarzaniu z podziałem na źródła energii pierwotnej. Tym samym informacje o stanie generacji w sieci SN mogą być kompletne. Pozwoli to na efektywniejsze działanie algorytmów określających niezbędną redukcję generowanej mocy.

4 Rys. 2. Idea grupowania obiektów na potrzeby skoordynowanego sterowania źródłami typu A i B 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 i D. Wymóg ten to rozszerzenie wymagań stosowanych dotychczas przez OSD. Dotychczas w dokumentach IRiESD dużych OSD (np., Energa [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 napięcia w miejscu przyłączenia do sieci. Spośród dużych operatorów jedynie ENEA Operator [8] nie ograniczyła wymogu stosowania FRT do jednostek przyłączonych do sieci 110 kv. Stąd też, przyjęte w NC RfG rozwiązanie jest równoznaczne z rozszerzeniem wymogow stawianych modułom wytwarzania przyłączanych do sieci SN. W NC RfG, oprócz zdolności FRT dla zwarć symetrycznych i niesymetrycznych, wymagana jest zdolność do generacji szybkiego prądu biernego celem podtrzymania napięcia i pozakłóceniowego odtwarzania mocy czynnej. Pierwsze ma na celu ograniczyć obszar dotknięty obniżką napięcia, natomiast drugie zmniejszyć niezbilansowanie mocy czynnej w systemie po zakłóceniu. Wymagana odpowiedź modułu wytwarzania w postaci generacji prądu o charakterze czynnym i biernym została sparametryzowana. Na rysunkach poniżej pokazano charakterystyki FRT określone dla punktu przyłączenia obiektów typu B. Linią ciągłą wykreślono charakterystykę wskazaną w implementacji krajowej, natomiast liniami przerywanymi ze znacznikiem gwiazdki obszar w którym charakterystyka FRT mogła być wykreślona.

5 a) b) 1,0 gen.synch typu B i C 0,8 0,6 0,4 0,2 Dostępny zakres Implementacja 0,0-0,5 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 Rys. 3. Wymagana zdolność do przejścia przez zwarcie dla parku energii (a) i generatora synchronicznego (b)

6 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. Rys. 4.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 nie może być ograniczana przez zabezpieczenia jeśli urządzenie posiada szersze zdolności (Art b). Zapis ten ma na celu ograniczyć liczbę (jak i moc) źródeł wytwórczych traconych na skutek szybkich zmian częstotliwości po zakłóceniu. Automatyka LFSM-O Automatyka LFSM-O (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 (ang. frequency sensitive mode), która odpowiada stosowanemu obecnie pojęciu regulacji pierwotnej mocy czynnej i częstotliwości. Wymóg stosowania automatyki LFSM-O został zdefiniowany dla jednostek typu A (o mocy od 800 W). 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

7 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]. ΔP /P ref Δf /f n Δf i /f n s 2 [%] Nastawialny: Próg aktywacji automatyki w przedziale 50,2-50,5 Hz Statyzm w przedziale 2-12%, Rys. 5. Wymagana zdolność modułów wytwarzania energii do odpowiedzi mocy czynnej w trybie LFSM-O Skutki rozszerzenia zakresów napięciowych i częstotliwościowych pracy dla modułów wytwarzania w sieci SN Przyjęcie i stosowanie szerokich zakresów nastaw zabezpieczeń 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. Przyjęcie takich nastaw to również wyzwanie dla pracy i prowadzenia ruchu w sieciach OSD, na napięciu średnim i niskim, gdzie awarie lub uszkodzenia są na porządku dziennym. Uszkodzenie elementu w ciągu liniowym lub otwarcie wyłącznika na początku pracującego promieniowo ciągu liniowego może prowadzić do powstania obszaru izolowanego. Znajdujące się na obszarze izolowanym moduły wytwarzania powinny zostać odłączone przez zabezpieczenia częstotliwościowe, df/dt lub napięciowe. Nadal, incydentalnie, dochodzi do przypadków niekontrolowanej pracy wyspowej przy małym niezbilansowaniu obszaru. Zmiana nastaw zabezpieczeń, w celu uodpornienia modułów wytwarzania na zaburzenia w sieci, złagodzi kryteria wykrywania pracy wyspowej. Prawdopodobieństwo wystąpienia niekontrolowanej pracy wyspowej w sieciach SN i nn ulegnie zwiększeniu. Zostało to zilustrowane na rysunku 6, na którym na czerwono wyróżniono nastawy zabezpieczeń wymagane dla nowych modułów wytwarzania, natomiast kolorem szarym przykładowe nastawy zabezpieczeń stosowane na istniejących źródłach. Zaburzenie w sieci spowoduje odstawienie istniejącego źródła (kolor szary) natomiast obiekty przyłączone do sieci SN i nn z

8 powodu wymogów utrzymania się w pracy przy silniejszych zakłóceniach, mogą pozostać w pracy. Rys. 6. Ilustracja nastaw zabezpieczeń modułów wytwórczych istniejących i nowych, rysunek poglądowy 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 konieczne jest wdrożenie i stosowanie nowych metod wykrywania stanu pracy wyspowej. 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 nich zmiany (w porównaniu ze stanem obecnym) są największe. Wprowadzenie wymogów NC RfG naturalnie wprowadza również zmiany wymogach dla dużych obiektów, klasyfikowanych jako typ C i D. Zmiany te obejmują miedzy innymi:

9 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 ). Przyczyną zmian wprowadzonych w NC RfG jest przygotowanie systemu do bezpiecznej pracy w przyszłości z dużym nasyceniem generacji odnawialnej. 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. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr. 714/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej, 2. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr. 631/2016 ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci, 3. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr. 1485/2017 ustanawiające wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej, 4. 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.; NC_RFG_PSE_final.pdf (dostęp 10 maja 2018), 5. 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.; NC_RFG_OSD_final.pdf (dostęp 10 maja 2018),

10 6. 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, pdf/79351a74-bd0e-4b78-bbd8-89c4f8e30ec9?safeargs=646f776e6c6f61643d (dostęp 10 maja 2018), 7. Energa Operator SA, Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity obowiązujący od dnia 1 maja 2017 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), 9. Jankowski R., Kąkol 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 2017.