PRZYŁĄCZANIE FARM WIATROWYCH - OGRANICZENIA ZAMIAST PRZEWYMIAROWANYCH INWESTYCJI. Autor: prof. dr hab. inŝ. Piotr Kacejko, mgr inŝ.

Transkrypt

1 PRZYŁĄCZANIE FARM WIATROWYCH - OGRANICZENIA ZAMIAST PRZEWYMIAROWANYCH INWESTYCJI Autor: prof. dr hab. inŝ. Piotr Kacejko, mgr inŝ. Paweł Pijarski ( Rynek Energii nr 1/2009) Słowa kluczowe: obciąŝalność prądowa, napowietrzne linie elektroenergetyczne, optymalizacja Streszczenie. Artykuł przedstawia problematykę przeciąŝania się istniejących, elektroenergetycznych linii napowietrznych 110kV. Pokazuje jak niedoskonałe są obecnie stosowane sposoby wyznaczania obciąŝalności prądowej linii elektroenergetycznych. Podkreśla znaczenie tego problemu oraz uzasadnia konieczność poszukiwania nowych metod pozwalających na wzrost przepustowości linii juŝ istniejących, jako alternatywy dla kosztownych modernizacji, remontów lub budowy nowych obiektów. W artykule omówiono jedną z takich metod opartą na aparacie matematycznym, pozwalającą eliminować powstałe przeciąŝenia prądowe, poprzez optymalną redukcję generowanej mocy. 1. WSTĘP Drugie dziesięciolecie XXI wieku będzie dla polskiego systemu elektroenergetycznego niezwykle trudnym okresem. Bardzo wiele przestanek wskazuje na nieuchronność wystąpienia deficytu mocy. Nawet jeśli dziś kolejny inwestor zdecyduje się na budowę nowego bloku klasycznej elektrowni cieplnej, to i tak w 2011 roku nie będzie on jeszcze uruchomiony. Co więcej, limity w zakresie C0 2, a takŝe S0 2 i NO x mogą wymusić odstawienia bloków sprawnych technicznie i poddanych kapitalnym remontom w okresie ostatniego dziesięciolecia. Po 2010 roku moŝe się takŝe zmienić w naszym kraju faktyczna pozycja energetyki wiatrowej. Jeśli chociaŝ częściowo developerzy, którzy zarezerwowali w Polsce miejsce (poprzez wykup działek i uzyskanie warunków przyłączenia do sieci) na kilka tysięcy megawatów znajdą inwestorów, a względnie korzystne warunki finansowe dla producentów energii z OZE nie zostaną zepsute kolejnymi modyfikacjami systemu rozliczeń, energetyka powita setki wiatraków jak przysłowiowy łyk orzeźwiającego powietrza, a nie jak zło konieczne. TakŜe ocena niezawodności farm wiatrowych z systemowego punktu widzenia, obecnie oceniana nisko, moŝe ulec zmianie [5]. 2. PRZEDSTAWIENIE PROBLEMU Zmiana podejścia do energetyki wiatrowej polegać będzie na tym, Ŝe operatorzy sieci nie będą prowadzili swoich analiz w celu określenia dlaczego danego obiektu energetyki wiatrowej nie da się przyłączyć, ale po to, by określić co zrobić, aby dany obiekt jak najszybciej przyłączyć do sieci. Pisząc te słowa, naleŝy oczywiście pamiętać, Ŝe operatorzy sieci działają w określonej przestrzeni prawnej, która wyznacza sposób ich postępowania. Wiadomo, Ŝe jednym z wąskich gardeł blokujących rozwój energetyki wiatrowej w Polsce, jest zbyt mała przepustowość sieci 110 kv. Dopasowanie przekrojów przewodów, a wraz z nimi konstrukcji wsporczych do przesyłu mocy z farm wiatrowych wiąŝe się z duŝymi kosztami, i co więcej z mitręgą formalno - prawną niemal taką samą jak budowa nowej linii (zgody właścicieli działek, pozwolenia na budowę itd...). Tymczasem kwalifikacja danej linii pod kątem konieczności poddania jej przebudowie opiera się (z czego wiele osób nie zdaje sobie sprawy) na bardzo nieprecyzyjnych i niezwykle ostroŝnych kryteriach. Jeśli na przykład wiadomo, Ŝe daną linią moŝe płynąć prąd o wartości 205 A (chodzi o linię wykonaną

2 przewodem AFL6 120 o temperaturze projektowej 40 C i w temperaturze otoczenia przekraczającej 25 C) to przepływ prądu o wartości 250 A oznacza 22% (niedopuszczalne) przekroczenie obciąŝalności. Praktyczny skutek tego przeciąŝenia oznacza jednak tylko kilkudziesięciocentymetrowe zmniejszenie odległości przewodu od obiektów znajdujących się pod linią. Na dodatek to zmniejszenie odległości moŝe być jeszcze mniejsze, gdy uwzględni się rzeczywiste warunki atmosferyczne (w szczególności wiatr, jak równieŝ temperaturę otoczenia i nasłonecznienie). Znaczenie zwiększenia zwisu przewodu teŝ moŝe być zróŝnicowane - znaczące dla przebiegającej pod linią szosy i bez znaczenia dla leŝącego pod linią pastwiska. Jeśli sytuacja opisana powyŝej zostaje wykryta podczas analiz związanych z przyłączeniem do sieci nowego podmiotu (w tym takŝe obiektu energetyki wiatrowej), to rozwiązaniem warunkującym jego przyłączenie jest budowa układu o odpowiednio wyŝszych parametrach cieplnych (przebudowa linii na wyŝszą temperaturę projektową, przewody o większym przekroju, dodatkowy tor, dodatkowa linia). Decyzja o przebudowie linii, a co gorsza o konieczności budowy nowej, to skazanie podmiotu wnioskującego o przyłączenie do sieci, na kilkuletni okres wstrzymywania planów inwestycyjnych, nie mówiąc juŝ o kosztach (nowa linia 110 kv, w łatwym terenie to orientacyjnie tysięcy zł./km). Jest wiele rejonów naszego kraju, w których pobieranie z sieci 110 kv (lub wprowadzanie do niej) dodatkowej mocy rzędu MW będzie moŝliwe ale...za trzy lata. Problem ten staje się szczególnie istotny na terenach o dobrych warunkach wiatrowych. Farmy powstają w niedalekiej od siebie odległości, a przepływ mocy, która ma być wprowadzana do sieci, moŝe spowodować dodatkowe obciąŝenie wielu jej odcinków. Z uwagi na zamknięty charakter sieci 110 kv trudno jednoznacznie powiązać prąd analizowanej linii z mocą konkretnej farmy, przeciąŝenie jest efektem wypadkowym. Jeśli energetyce krajowej przyjdzie zmierzyć się z deficytem mocy, to opóźnianie decyzji o wydaniu zgody na przyłączenie nowych źródeł, bazujące na nieprzekonujących kryteriach cieplno - odległościowych" związanych z moŝliwościami przesyłowymi linii napowietrznych, nie moŝe mieć miejsca. Warto zatem, w imię szeroko rozumianego bezpieczeństwa elektroenergetycznego, rozwijać metody, pozwalające na maksymalne i realne wykorzystanie moŝliwości przesyłowych linii napowietrznych wysokiego napięcia, bez konieczności ich gruntownej przebudowy lub budowy nowego obiektu. 3. OBCIĄśALNOŚĆ PRĄDOWA LINII -POJĘCIE WZGLĘDNE Znaczna liczba linii napowietrznych w Polsce została zaprojektowana na zbyt małą temperaturę projektową - 40 C. Właśnie ta wielkość w zasadniczy sposób ogranicza prąd, który moŝe płynąć przewodami linii bez przekroczenia tej temperatury. Widząc, Ŝe nawet kilkudziesięcioprocentowe przekroczenie obciąŝalności linii wynikającej z temperatury projektowej nieznacznie powiększa zwis przewodu, moŝna rozwaŝać moŝliwość totalnego sankcjonowania pewnego urzędowego" marginesu. Jest to podejście uzasadnione, zwłaszcza, Ŝe powiększenie zwisu wcale nie musi oznaczać przekroczenia normatywnych wymagań odległościowych. Trudno jednak wymagać od operatora sieci, aby przy obecnym stanie prawnym zajmował tak liberalne stanowisko i juŝ na etapie planowania przyłączenia akceptował przekroczenia obciąŝalności. MoŜnaby jednak tę oczywistą (w wielu przypadkach) rezerwę" usankcjonować wprowadzając do przepisów następujący zapis: długotrwała obciąŝalność termiczna linii ze względu na warunki przestrzenne, jest to taka wartość prądu, który w standardowych warunkach atmosferycznych, nie spowoduje

3 zmniejszenia odległości przewodów Unii od zlokalizowanych pod nią obiektów, poniŝej wartości zdefiniowanych normatywnie. Wyznaczanie tak określonej obciąŝalności wymaga stworzenia komputerowego odwzorowania trasy linii w płaszczyznach pionowej i poziomej oraz równoczesnej analizy jej modelu cieplnego oraz równania stanu. Dzięki moŝliwościom współczesnej fotografii cyfrowej i technice obróbki obrazów stworzenie odpowiedniego do tego celu narzędzia komputerowego jest w pełni realne. Kluczowe znaczenie dla prawidłowego określenia rzeczywistej obciąŝalności przestrzennej linii (a tym samym jej zdolności do przesyłania mocy) ma poprawne oszacowanie temperatury jej przewodów, która bardzo silnie zaleŝy od warunków pogodowych - szczególnie od wiatru. Najlepiej byłoby ją po prostu zmierzyć. Pomiar ten trzeba wykonać w kilku miejscach linii. Najbardziej radykalna koncepcja to pomiar w kaŝdej sekcji odciągowej. Zanim postęp technologiczny przyniesie rozwiązania w postaci metod o bezpośrednim charakterze, zastosowanie znajduje pomiar pośredni, w którym o temperaturze przewodów wnioskuje się na podstawie pomiarów napręŝenia przewodów. Rozwój systemów pomiarowych określanych ogólnie jako LCD (Load Control Device), moŝe doprowadzić w niedalekiej przyszłości do operowania następującym pojęciem obciąŝalności dynamicznej linii napowietrznej...jeśli linia wyposaŝona jest w odpowiedni system kontrolno - pomiarowy jej obciąŝalność termiczna podlega zmianom, a przekroczenie dopuszczalnej temperatury przewodów jest sygnalizowane i powoduje działania ograniczające wartość płynącego linią prądu". Dynamikę zmian moŝliwości przesyłowych przykładowej linii wynikającą ze zmian warunków atmosferycznych (temperatura otoczenia, prędkość i kierunek wiatru, nasłonecznienie) przy utrzymaniu temperatury przewodów poniŝej 40 C, przedstawiono na rys.l [2,6]. Jak widać z rys.l, jeśli dla linii, której statyczna obciąŝalność wynosi 60 MW, przewidywać w rozpatrywanym przypadku moc 80 MW, to moŝna ją bez przekroczenia dopuszczalnej temperatury przewodów przesyłać przez 650 h, czyli przez 88% długości rozpatrywanego miesiąca. Przez pozostałe 94 godziny moŝna rozpatrywać wykorzystanie rezerwy związanej z obciąŝalnością przestrzenną (jeśli powiększenie zwisu nie ma znaczących konsekwencji) lub

4 po prostu przewidzieć ograniczenie wartości przesyłanej mocy. Warto zwrócić uwagę na fakt, Ŝe znamionowa generacja mocy w zespole kilku farm wiatrowych oraz równocześnie wysoka temperatura otoczenia zmniejszająca moŝliwości przesyłowe linii, to zjawiska których łączne wystąpienie jest mało prawdopodobne. Czy warto zatem planować inwestycje sieciowe po to by w przeciągu 200 godzin w roku były spełnione pewne sztywne kryteria techniczne. Kompromis i rozsądek obu stron (operatorów sieci i inwestorów) moŝe z pewnością podpowiedzieć inne rozwiązania. 3. UKŁAD STEROWANIA ZESPOŁEM FARM WIATROWYCH Rozwiązanie w praktyce problemu dopasowania mocy FW danego obszaru do zdolności przesyłowych zlokalizowanych w nim linii powinno zostać zoptymalizowane, tak aby likwidacja przeciąŝeń wszystkich odcinków nastąpiła przy minimalnym ograniczeniu mocy generowanej całego obszaru. Funkcja celu oraz zakres ograniczeń powinny być kształtowane w sposób elastyczny, uwzględniający treść i zakres umów zawartych pomiędzy operatorem sieci a przyłączonymi podmiotami. Ogólną koncepcję takiego układu przedstawiono na rys.2. W prezentowanym artykule autorzy przyjęli załoŝenia typowe dla stałoprądowej metody obliczania rozpływów mocy (sieć bezstratna, jednakowe moduły napięć węzłowych). Przy takich załoŝeniach moŝliwe jest wyprowadzanie liniowej zaleŝności pomiędzy wartością prądu płynącego w gałęzi i-j, a wektorem mocy wprowadzanych do wszystkich w węzłów sieci (oraz odbieranych z nich) o postaci gdzie współczynniki proporcjonalności zaleŝą od parametrów i struktury sieci oraz jej napięcia znamionowego, bowiem:

5 Zadanie optymalizacyjne moŝe być formułowane w róŝny sposób. Jeden z nich polega na znalezieniu takich wartości mocy, które są wprowadzane do węzłów farm wiatrowych wybranego obszaru, przy których suma mocy osiąga wartość maksymalną, przy równoczesnym spełnieniu załoŝeń ograniczających -likwidacji przekroczeń obciąŝalności linii oraz utrzymaniu wartości mocy generowanych w poszczególnych węzłach pomiędzy minimum technicznym, a wartością maksymalną. W takim przypadku funkcja celu będzie miała postać przy ograniczeniach odpowiednio prądowych i mocowych linii: Funkcja celu jest w tym przypadku sumą mocy poszczególnych źródeł. Zadanie optymalizacyjne ma zatem charakter liniowy - co pozwala zastosować metodę simpleks do jego rozwiązania [10]. Przy tak sformułowanych załoŝeniach redukcja mocy w farmach wiatrowych jest redukcją najmniejszą z moŝliwych dających efekt skutecznego odciąŝenia przeciąŝających się linii, a moc wynikająca z redukcji jest generowana dodatkowo w węźle bilansującym. Algorytm moŝna zmodyfikować tak by była ona bilansowana przez elektrownie systemowe. MoŜliwe jest równieŝ ograniczenie rozwaŝań do wybranego obszaru. 4. PRZYKŁAD DLA SIECI TESTOWEJ Weryfikację powyŝszej metody przeprowadzono dla małej sieci testowej o napięciu 110 kv, składającej się z sześciu węzłów (trzy odbiorcze, dwa generatorowe i jeden bilansujący), ośmiu linii, trzech odbiorów oraz trzech źródeł. ZałoŜono, Ŝe linie wykonane są typowymi przewodami stalowo-aluminiowymi o przekroju 120 mm 2 i 240 mm 2 o róŝnych temperaturach projektowych. Rozpatrzono dwa stany pracy sieci. Wyjściowy stan charakteryzował się występowaniem przeciąŝeń prądowych trzech linii. Na rys. 3 pokazano wyjściowy stan pracy sieci na którym wyszczególniono linie przeciąŝone. Zoptymalizowany stan pracy sieci charakteryzował się brakiem przekroczeń prądowych w wyniku odpowiedniego rozłoŝenia mocy w źródłach. Na rys. 4 pokazano stan pracy sieci po redukcji generacji w źródłach Gl i G2 oraz wyszczególniono linie, które zostały odciąŝone w wyniku procesu optymalizacji, w stosunku do stanu pierwszego.

6 W wyniku redukcji, w źródłach Gl i G2 zmniejszono generację mocy z 400 MW do 218 MW, lokując moc zredukowaną w bloku G3. Jest to jednak minimalna redukcja zapewniająca nieprzekroczenie zdolności przesyłowych grupy linii 2-4, 2-3, 3-4. Innym podejściem do zagadnienia wydaje się być śledzenie zmian prądu płynącego w danych liniach pod wpływem zmian mocy generowanej w poszczególnych źródłach. Ponadto dość dobrym miernikiem wraŝliwości linii na wartość mocy generowanej w danym źródle (źródłach) moŝe być współczynnik wraŝliwości będący stosunkiem względnej zmiany mocy w danym źródle i względnej zmiany prądu w danej linii

7 gdzie: P 0 i I 0 są poprzednimi wartościami, odpowiednio, mocy i prądu. W poniŝszych tabelach przedstawiono współczynniki obliczone na podstawie zaleŝności 6, oraz zmiany prądu płynącego liniami 2-3, 3-4, oraz 2-4 w wyniku jednoczesnej i jednakowej (o 20 MW) zmiany mocy generowanej w źródłach 1 i 2. Na podstawie wyników moŝna zauwaŝyć, Ŝe nawet proporcjonalna zmiana mocy w kaŝdym z dwóch źródeł o 10% pozwala na odciąŝenie przeciąŝających się odcinków linii i przy mocy generowanej w kaŝdym ze źródeł równej 100 MW przeciąŝenia zostają zlikwidowane. Nie jest to jednak rozwiązanie optymalne. Zaskakujące na pierwszy rzut oka wyniki dają próby pojedynczego odciąŝania poszczególnych generatorów. Przedstawiono je w tab. 2 oraz 3.

8 Widać wyraźnie, Ŝe ograniczanie mocy pojedynczo w poszczególnych źródłach nie tylko nie daje dobrego efektu odciąŝenia, ale dla niektórych linii powoduje wzrost płynącego przez nie prądu (ujemna wartość współczynnika wraŝliwości k). Jest to efekt zamkniętego układu sieci i fizycznej natury obwodów elektrycznych. Z badań wynika takŝe, Ŝe w danym układzie sieci źródło G2 w większym stopniu wpływa na występujące przeciąŝenia. Zatem przyjmując zmiany mocy w źródle 2 na poziomie 10%, natomiast w źródle 1 na poziomie 8,2% otrzymujemy, Ŝe przy mocach generowanych w źródłach 1 i 2 odpowiednio równych 118 MW oraz 100 MW przeciąŝenia zanikają, przy jednoczesnej minimalnej redukcji generacji. Prądy płynące w liniach przeciąŝonych wynoszą odpowiednio: w linii LI (2-3) A, w linii L2 (3-4) A, w linii L8 (2-4) A (tabela 4). Tym samym potwierdziła się teza autorów, Ŝe dzięki zastosowaniu zaawansowanych metod optymalizacyjnych moŝna osiągnąć efekt skutecznego odciąŝenia linii, przy jak najmniejszym poziomie redukcji generowanej w farmach mocy.

9 5. PODSUMOWANIE Z pewnością perspektywa wdroŝenia metod opartych na załoŝeniach opisanych w artykule jest jeszcze stosunkowo odległa, niemniej jednak naleŝy je brać pod uwagę jako alternatywę dla kosztownych i długotrwałych inwestycji sieciowych. Rzecz jasna ograniczanie mocy generowanej to typowy przykład działań krótkiej kołdry". Z drugiej jednak strony lepsze krótkotrwałe ograniczenia niŝ wieloletnie oczekiwania na realizację inwestycji, których uzasadnienie jest mało racjonalne. Wzrost mocy zapotrzebowanej, coraz większa liczba przyłączanych farm wiatrowych (czy teŝ innych rozproszonych źródeł energii elektrycznej) powoduje, Ŝe przepustowości istniejących linii, głównie 110 kv (o niskiej temperaturze projektowej) stają się niewystarczające. Planowane modernizacje sieci nie nadąŝają za tym procesem. Stąd konieczność sięgnięcia po metody (bazujące na aparacie matematycznym), które w niedalekiej przyszłości -według autorów będą jak najbardziej realne. LITERATURA [1] Kacejko P., Pijarski P.: Algorytm dynamicznego dopasowania poziomu mocy generowanej do moŝliwości przesyłowych linii elektroenergetycznej. Przegląd Elektrotechniczny, NR 5/2008,s [2] Kacejko P., Pijarski P.: ObciąŜalność cieplna linii napowietrznych - pytania, perspektywy, zagroŝenia. Automatyka Elektroenergetyczna, nr 3/2007. [3] Kacejko P., Pijarski P.: Dynamiczna ocena moŝliwości przesyłowych linii elektroenergetycznych wyzwaniem dla operatora sieci. Energetyka. Zeszyt tematyczny nr VIII/2006, str [4] Kacejko P., Pijarski P.: Optymalizacja rozdziału ograniczeń mocy źródeł przyłączonych do sieci zamkniętej w warunkach przekroczenia obciąŝalności jej elementów. Sieci 2008, września 2008, Szklarska Poręba. [5] Paska J.: Reliability Issues in Electric Power Systems woth Distributed Generation. Rynek Energii 2008, nr 5. [6] Pijarski P., Kacejko P.: Ocena wpływu czynników atmosferycznych na obciąŝalność prądową elektroenergetycznych linii napowietrznych w świetle dokumentów IEEE i CIGRE. Materiały VII Seminarium Doktorantów, Lublin [7] Sawicki J.: ObciąŜalność prądowa napowietrznych linii elektroenergetycznych - w aspekcie wyprowadzenia mocy z farm wiatrowych. APE Jurata, czerwca 2007r. [8] Siwy E., śmuda K.: Źródła wiatrowe a obciąŝalność dynamiczna linii napowietrznych. XIII Międzynarodowa Konferencja Naukowa-APE Jurata, czerwca 2007r. [9] IEEE Std (IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors). [10] Stadnicki J.: Teoria i praktyka rozwiązywania zadań optymalizacji. WNT Warszawa 2006.

10 CONNECTING OF WIND FARMS -LIMITATIONS INSTEAD OF OVERSIZED INVESTMENT Key words: wind generation, thermal rating, overhead lines, optimization Summary. The paper deals with the problem of overloading of overhead lines 110 kv, in the context of in-creased number of wind farms, which are foreseen to be connected to the Polish Grid. When nominał power of all planned farms is taken into account, thermal limitations of power transfer occurred to be a very serious problem. Upgrading of existing lines and investment processes can stopped connecting procedures for years. It seems that traditional approach leads to the overestimation of real upgrading needs. Power production in the wind farms can be effectively limited at the due time. Methods of optimal reducing of wind farms power, can be developed in-stead of oversized investment. The paper shows how important is this problem and indicated the new ways of wind farm connecting procedures. mgr inŝ. Paweł Pijarski. Studia na Wydziale Elektrotechniki i Informatyki Politechniki Lubelskiej ukończył w 2004 r. W październiku 2005 r. rozpoczął pracę w Katedrze Sieci elektrycznych i Zabezpieczeń na stanowisku asystenta. Jego zainteresowania naukowe związane są obecnie z dynamiczną obciąŝalnością prądową elektroenergetycznych linii napowietrznych, ich wraŝliwością na zmiany mocy generowanych w poszczególnych źródłach wytwórczych oraz zmiany obciąŝenia w poszczególnych węzłach, a takŝe heurystycznymi metodami optymalizacji. Jest współautorem kilku artykułów i prac poświęconych tej tematyce. prof. dr hab. inŝ. Piotr Kacejko jest absolwentem Wydziału Elektrycznego Politechniki Lubelskiej i jej pracownikiem od 1979 r. (aktualnie na stanowisku profesora nadzwyczajnego). Habilitację uzyskał w 1999 r. na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej, a tytuł profesora w 2006 r. Prowadzi badania z zakresu analiz systemu elektroenergetycznego, w szczególności w stanach zakłóceniowych. Jest autorem kilkudziesięciu prac naukowo-badawczych oraz publikacji z tej dziedziny. Aktualnie zajmuje się problematyka oddziaływania rozproszonych źródeł wytwórczych na sieć elektroenergetyczną.