Aktywne zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej SN z generacją rozproszoną

Transkrypt

1 Aktywne zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej SN z generacją rozproszoną Autor: Michał Wierzbowski Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej ( Energia Elektryczna luty 2013) W obecnym czasie obserwujemy znaczny przyrost nowych jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnych. Dalsze plany obejmują również zmiany w zakresie funkcjonowania odbiorców. Dotyczą one głównie smart meters oraz nowych podmiotów rynku energii, czyli prosumentów 1. Nowe uwarunkowania wymuszają stopniowe zmiany w funkcjonowaniu systemów elektroenergetycznych. Obecna struktura systemu elektroenergetycznego składa się z zamkniętych sieci przesyłowych oraz zazwyczaj promieniowych sieci dystrybucyjnych. W tak zaprojektowanym systemie przyjęty został przepływ mocy od góry", czyli od dużych jednostek centralnie dysponowanych, przyłączonych do sieci przesyłowej w dół", poprzez sieć dystrybucyjną do odbiorcy końcowego. Za bilansowanie zużycia i produkcji energii w takim systemie oraz prowadzenie jego pracy w całości odpowiedzialny jest Operator Systemu Przesyłowego (OSP). W obliczu zmian koncepcji działania systemu elektroenergetycznego oraz coraz większej penetracji rozproszonych źródeł energii przyłączanych na końcówkach" systemu okazuje się, że obecny model zarządzania pracą sieci staje się problematyczny. 7 W przyszłości należy spodziewać się rosnącego udziału Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) w bilansowaniu produkcji i zapotrzebowania energii. Ten kierunek rozwoju łączy się z nieuniknionym wprowadzeniem aktywnego zarządzania pracą sieci oraz wymaga stosowania nowych narzędzi, takich jak lokalne obszary bilansowania 7. Proces bilansowania, czyli planowania i zarządzania siecią, można podzielić na trzy etapy 2. Pierwszy to monitoring i akwizycja danych pomiarowych, czyli parametrów energii elektrycznej (np. poprzez smart meters), stanu sieci i poszczególnych jednostek. Drugim etapem jest optymalizacja pracy sieci, polegająca na wyznaczeniu w oparciu o otrzymane dane optymalnego rozdziału obciążeń przy jednoczesnym zachowaniu parametrów technicznych 4. Ostatni krok to sterowanie siecią w oparciu o otrzymane wyniki. Prezentowany artykuł jest poświęcony drugiemu etapowi, czyli optymalizacji. Lokalny operator bilansujący Zarządzanie pracą sieci musi być wprowadzone z przestrzeganiem wszystkich praw podmiotów uczestniczących w rynku. Można do nich zaliczyć producentów, operatorów systemów, operatorów handlowych oraz odbiorców energii. Ich wspólne działanie na jednym rynku wymaga przestrzegania podstawowych zasad dotyczących funkcjonowania przed-

2 siębiorstw energetycznych, czyli zasady Third Party Access (TPA) oraz unbundling. Pierwsza zapewnia swobodny dostęp do sieci elektroenergetycznej, a druga rozdziela działalność operatorską od działalności wytwórczej. Proponowane w artykule rozwiązania bazują również na założeniu, że rynki energii elektrycznej działające na różnych poziomach napięć muszą być ze sobą spójne i działać według tych samych regulacji prawnych. W przedstawionej koncepcji zastosowany został rynek bilansujący dnia następnego, oparty na modelu miedzianej płyty. Każda jednostka oferuje odrębne ceny dla różnych trybów pracy (poziomów mocy generowanej) oraz osobno dla mocy czynnej i biernej. Zredukowano liczbę pasm ofertowych do 2. Ceny są płacone wytwórcy zgodnie z systemem pay as bid", czyli każdy generator ma płacone za produkcję zgodnie z ceną swojej oferty 6. Aby bilansowanie lokalne było skuteczne, konieczne jest wprowadzenie Lokalnych Obszarów Bilansowania (LOB) 7. Ze względu na zadania, jakie mają wykonywać, można ich dodatkowo podzielić na Operatora Obszaru Węzłowego (OOW), działającego w obszarze sieci niskiego napięcia (nn) oraz Operatora Koordynującego Sieci (OKS), działającego w obszarze sieci średniego napięcia (SN) - rysunek 1. Obaj operatorzy muszą być podmiotami prawnymi posiadającymi koncesję na przesyt energii i zarządzanie siecią. Zakłada się, że podobnie jak w przypadku OSP obaj operatorzy odpowiedzialni są za przygotowywanie Planu Koordynacyjnego Dobowego (PKD), zgodnie z zasadami rynku dnia następnego 3.

3 Sieć testowa SN OKS to drugi z proponowanych lokalnych operatorów sieciowych, odpowiedzialny za koordynowanie pracy OOW oraz zarządzanie wydzielonym obszarem sieci SN. Działanie LOB umożliwia wprowadzenie jakościowych Regulacyjnych Usług Systemowych (RUS), poprawiających jakość energii w węzłach sieci za pomocą reguł rynkowych. Większość zakłóceń w sieci SN jest przenoszona z sieci nn. Założono, że usługi systemowe, takie jak mitygacja harmonicznych czy redukcja asymetrii będą dokonywane na poziomie sieci nn przez operatora OOW, podczas gdy OKS będzie dokonywał zakupów usług regulacji mocy biernej. Podstawowym zadaniem OKS jest dokonanie ekonomicznego rozdziału obciążeń w sieci SN z punktu widzenia zarządzania generacją mocy czynnej i biernej, z uwzględnieniem przepływów mocy i strat z nimi związanych. Algorytm obliczeniowy musi uwzględniać

4 ograniczenia wynikające ze standardów jakościowych dostawy energii elektrycznej, określonych w odpowiednich przepisach, oraz ograniczenia techniczne samej sieci. Założono konieczność przestrzegania dopuszczalnych zmian napięcia w węzłach sieci, maksymalne obciążenie linii oraz jednokierunkowość przepływu mocy w sieci SN. Dla istniejących sieci SN, projektowanych na jednokierunkowy przepływ mocy, przepływ odwrotny może być groźny dla poprawnego działania zabezpieczeń, a także prowadzić do zmiany charakteru linii z indukcyjnego na pojemnościowy, co jest niebezpieczne z punktu widzenia stabilności pracy systemu 5,7. Optymalizacja dokonywana jest w oparciu o matematyczne modele sieci. Dla operatora OKS jest to sieć o napięciu 15 kv. Przyjęta w obecnej fazie badań sieć testowa jest pokazana na rysunku 2. Maksymalne obciążenie odbiorami niesterowalnymi to 27,9 MW. Sieć zawiera 5 magazynów energii (ES) o łącznej mocy 5 MW, zatem maksymalne obciążenie może okresowo wzrosnąć do 32,9 MW. Zapotrzebowanie na moc zmienia się zgodnie z profilami zapotrzebowania udostępnionymi dzięki uprzejmości Polskiego Towarzystwa Przesytu i Rozdziału Energii Elektrycznej. Łączna moc źródeł w sieci wynosi 21 MW. Proponowany model umożliwia obliczenia rozpływowe dla mocy czynnej i biernej z uwzględnieniem strat sieciowych. Założono pełną sterowalność źródeł oraz ES. Zmiennymi podlegającymi optymalizacji (w horyzoncie 24h) są moce czynne i bierne jednostek.

5 Funkcja celu określa koszt funkcjonowania danej sieci w oparciu o koszty generacji mocy czynnej, koszty dodatkowych usług, takich jak zakup mocy biernej oraz koszty pracy ES. Symulacje Zaprezentowane zostały wyniki symulacji dla proponowanej koncepcji zarządzania pracą sieci dystrybucyjnej przez OKS. Z uwagi na objętość danych w artykule znalazły się PKD dla jednostek wytwórczych oraz ES dla mocy czynnej i dobowy wykres cen dla mocy czynnej dla wszystkich wspomnianych jednostek. Znak -" oznacza generację energii. Ujemne ceny energii oznaczają, że to producent płaci operatorowi za energię, którą pobiera i występują tylko dla ES, który ma zdolność pobierania i oddawania energii do sieci. Przedstawione na rysunku 3 wykresy cen jednostek są cenami ofertowymi. Zaznaczona została również cena energii z sieci WN. Na podstawie rysunków 3 i 4 można stwierdzić, że w godzinach doliny porannej nastąpiło zwiększone zapotrzebowanie na energię ze względu na ładowanie zasobników. Dzięki temu w godzinach szczytu popołudniowego zapotrzebowanie na energię z sieci zewnętrznej spadło kilkukrotnie, odciążając tym samym sieć przesyłową.

6 Podsumowanie Wprowadzenie rynku ma na celu zapewnienie racjonalnych cen energii elektrycznej, odpowiednich jej parametrów i niezawodnych dostaw. Dodatkowo jego działanie gwarantuje rentowność podmiotów funkcjonujących na rynku. Proponowana koncepcja zwiększa również konkurencyjność źródeł i magazynów energii z uwagi na możliwość realizacji dodatkowych RUS. Instalowanie źródeł blisko odbiorcy zmniejsza straty przesyłowe i przy odpowiednio dużej koncentracji tych źródeł pozwala na uniknięcie rozbudowy sieci przesyłowych. Z przeprowadzonych symulacji wynika, że zarządzanie pracą źródeł rozproszonych pozwala na lepsze wykorzystanie istniejącej infrastruktury i samych źródeł. Bez koordynacji pracy sieci nie jest możliwe uzyskanie tak dużej penetracji źródeł rozproszonych w sieci. Ekonomiczny rozdział obciążeń jest bardzo wrażliwy na poziom cenowy ofert składanych przez podmioty. Wprowadzenie usług takich jak regulacja mocy biernej, której cena nie jest znana i niezweryfikowana na rzeczywistym rynku, może powodować błędy w dokonanej optymalizacji, bowiem dla źródeł konwencjonalnych, opartych o klasyczne obiegi cieplne, generacja mocy biernej ma wpływ na zdolności generacji mocy czynnej. Rozwój energetyki rozproszonej wymaga od sektora energetycznego systemowego podejścia do zarządzania sieciami dystrybucyjnymi. Coraz większą rolę w bilansowaniu generacji i

7 zużycia energii odgrywać będą OSD, zwłaszcza lokalnie. W artykule została przedstawiona koncepcja optymalizacji sieci dystrybucyjnej SN dokonywanej przez logicznego operatora sieciowego. Optymalizacja musi być wprowadzona w obszar lokalnego rynku bilansującego, działającego zgodnie z zasadami unbundling i TPA. Przypisy 1. Gadzialski D., Potencjał rozwoju rynku prosumenta w obliczu polskich uwarunkowań systemowych, Acta Energetica" 3/ Mielczarski W., Sieci inteligentne dla generacji rozproszonej pl/myodnawialni/1,117398, ,sieci_inteligentne_dla_generacjji_rozproszonej.html, r. 3. Mielczarski W., Olek. B., Wierzbowski M., Market Rules in Optimization of Distributed Generation, International Conference on European Energy Market 2012, Florence, maja Olek B., Wierzbowski M., Optymalizacja pracy odnawialnych źródeł energii w sieci z lokalną generacją rozproszoną, Konferencja Naukowo-Techniczna Optymalizacja w elektroenergetyce 2012", Konstancin-Jeziorna, 4 października Styczyński Z, Analysis of Energy Flow in Electrical Networks with Strong Dispersed Generation, Report of Otto-von-Guericke-University Magdeburg - Faculty of Electrical Engineering and Information Technology, Magdeburg, Germany, Szczygieł L, Model rynku energii elektrycznej, w: Jaki model rynku energii?, Biblioteka Regulatora, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, Wrocławski M., Lokalne obszary bilansowania, Energia Elektryczna", Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, 10/2012.