mgr inż. Michał Wierzbowski

Transkrypt

1 POLITECHNIKA ŁÓDZKA WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, ELEKTRONIKI, INFORMATYKI I AUTOMATYKI INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ Optymalizacja pracy sieci rozdzielczej w nowoczesnych systemach elektroenergetycznych (org. Optimization of distribution electrical networks in the modern power systems) mgr inż. Michał Wierzbowski Promotor: prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski ŁÓDŹ, POLSKA CZERWIEC 2013

2 SPIS TREŚCI 1. WSTĘP Cel i uzasadnienie rozprawy Teza rozprawy Struktura rozprawy DEFINICJA PROBLEMU Wstęp System bilansowania lokalnego Określenie zadań dla lokalnych obszarów bilansowych Operator Koordynacyjny Sieci Testowy model sieci dystrybucyjnej SN Nieliniowa optymalizacja z ograniczeniami Funkcja celu Ograniczenia Metody Optymalizacji WYNIKI SYMULACJI Określenie scenariuszy Zbiorcze zestawienie wyników WNIOSKI KOŃCOWE I REKOMENDACJE Wnioski końcowe Rekomendacje STRESZCZENIE (ANG) STRESZCZENIE (PL) LISTA RYSUNKÓW LISTA TABEL LISTA PUBLIKACJI

3 10. UCZESTNICTWO W KONFERENCJACH BIBLIOGRAFIA

4 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp 1. WSTĘP Optymalizacja, jako ogólna koncepcja pozwala na zmniejszenie kosztów działania systemu, w którym jest zastosowana. Ze względu na korzyści, jakie niesie ze sobą zastosowanie optymalizacji jest ona również z powodzeniem stosowana w odniesieniu do systemu elektroenergetycznego. Wprowadzenie optymalizacji wymaga określenia funkcji celu, będącej jednocześnie funkcją kosztu oraz ograniczeń reprezentujących techniczne cechy procesu poddanego optymalizacji. Nowoczesne systemy elektroenergetyczne działają w oparciu o zasady narzucone przez przepisy prawne Unii Europejskiej (UE), w szczególności przez Dyrektywę 2003/54/EC oraz 2009/72/EC. Dwie podstawowe zasady określone przez wspomniane dyrektywy to unbundling i Third Party Access. Pierwsza oznacza konieczność rozdziału przesyłu energii i zarządzania siecią, jako działalności będącej naturalnym monopolem, od produkcji i sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym. Wdrożenie zasady unbundling może być przeprowadzone w trzech poziomach: rozdział organizacyjny, prawny oraz własnościowy, który rozdział własnościowy jest docelową koncepcją organizacyjną wymaganą przez UE. Zasada unbundlingu zapewnia możliwość wolnego handlu energią elektryczną wspólnie z drugą zasadą, którą jest Third Party Access (TPA). TPA umożliwia dostęp do sieci podmiotom trzecim, co bezpośrednio przekłada się na ułatwienie wolnego handlu oraz umożliwienie odbiorcom zawierania umów o dostawę energii elektrycznej z dowolnym przedsiębiorstwem handlowym. System elektroenergetyczny jest bardzo złożoną strukturą, na którą składają się źródła energii elektrycznej, sieci przesyłowe i rozdzielcze oraz urządzenia wykorzystujące energię. Dodatkowo energia elektryczna jest wyjątkowym towarem pośród dóbr, będących przedmiotem handlu na rynkach towarowych, ze względu na brak możliwości magazynowania. To z kolei wymusza bilansowanie produkcji i zużycia w każdej chwili pracy systemu. Dodatkowo podmioty funkcjonujące na rynku mogą działać na różnych poziomach napięć, poczynając od wysokich napięć 220kV i 400kV (sieci przesyłowe), 3

5 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp poprzez 110kV, 30kV, 15kV (sieci dystrybucyjne średniego napięcia) aż do 0,4kV (sieci dystrybucyjne niskiego napięcia). Pierwsze zastosowanie optymalizacji obejmowało jedynie obszar sieci przesyłowych, gdzie narzędzie optymalizacji zostało wykorzystane do ekonomicznego rozdziału obciążeń w systemie (ang. Commitment and Dispatch). Następnie optymalizację wykorzystano jeszcze do zarządzania pracą sieci oraz do planowania jej rozwoju. Niemniej jednak nie była stosowana w systemach dystrybucyjnych. Sieć przesyłowa jest zarządzana przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP), powołanego zgodnie z wymaganiami wspomnianych wcześniej dyrektyw rynkowych. OSP jest odpowiedzialny za zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego w obszarze, do którego jest przypisany. Operator jest także odpowiedzialny za prowadzenie rynku bilansującego, działającego zwykle jako Rynek Dnia Następnego i nieraz dodatkowo Rynek Dnia Bieżącego. Rynek bilansujący jest narzędziem pozwalającym na zapewnienie bilansu mocy w systemie w warunkach swobodnego handlu energią. Mechanizm rynku bilansującego składa się między innymi z ekonomicznego rozdziału obciążeń, zatem jest oparty o proces optymalizacji. Rynki bilansujące na poziomie wysokiego napięcia zostały utworzone we wszystkich krajach członkowskich Unii Europejskiej i obecnie z powodzeniem funkcjonują w całej Wspólnocie. Pomimo zadowalającego sposobu pracy tych rynków w systemach przesyłowych, systemy dystrybucyjne średniego i niskiego napięcia w dalszym ciągu pełnią jedynie pasywną rolę w systemie elektroenergetycznym. W obrębie systemów rozdzielczych przedsiębiorstwa obrotu oraz wytwórcy energii nie mogą zgłaszać ofert bilansujących na Rynkach Dnia Następnego czy Bieżącego. Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD) nie zarządzają lokalnymi rynkami, na których mieliby możliwość koordynowania bilansowania systemów lokalnych wraz z zarządzaniem przepływami mocy i redukcją strat sieciowych. Niemniej rozwój i promocja sieci inteligentnych zwanych Smart Grid mogą w znacznym stopniu przyczynić się do powstania lokalnych rynków bilansujących, najpierw na poziomie sieci dystrybucyjnych średniego napięcia, a następnie na poziomie sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia. Tempo zmian jest dodatkowo mocno uzależnione od tempa rozwoju 4

6 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp źródeł energii elektrycznej przyłączanych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnych, czyli tak zwanych Źródeł Energetyki Rozproszonej. Rynki bilansujące, które mogłyby zostać wprowadzone w systemach rozdzielczych muszą być spójne z rynkami działającymi na wyższych poziomach napięć. W związku z czym, muszą działać w oparciu o te same zasady prawne i rynkowe co rynki zarządzane przez Operatorów Systemów Przesyłowych. Plany Unii Europejskiej w zakresie rozwoju sektora energetycznego zakładające promocję Generacji Rozproszonej, łącznie z Odnawialnymi Źródłami Energii pośrednio wymuszają potrzebę aktywnego zarządzania generacją i zużyciem energii w sieciach średniego i niskiego napięcia. Bez wprowadzenia odpowiednich rozwiązań i implementacji lokalnych rynków bilansujących, poziom penetracji Generacji Rozproszonej oraz Odnawialnych Źródeł Energii będzie ograniczony. Zaprezentowana rozprawa doktorska wprowadza koncepcję aktywnego zarządzania produkcją energii elektrycznej, rozpływami mocy oraz zużyciem tej energii w dystrybucyjnych sieciach średniego napięcia poprzez odpowiednią optymalizację bilansowania energii, mocy biernej, przepływów mocy i strat mocy powstających podczas pracy systemu dystrybucyjnego. Energia elektryczna w prezentowanej koncepcji jest traktowana, jako towar handlowy, zaś generacja mocy biernej, jako usługa systemowa. Założono, że wszelkie działania i systemy w obszarze sieci dystrybucyjnych muszą być spójne z postanowieniami Trzeciej Dyrektywy Elektrycznej (Dyrektywa 2009/72/EC), co bezpośrednio oznacza konieczność przestrzegania zasad unbundling i TPA. Ponadto, optymalizacja musi być prowadzona z uwzględnieniem parametrów sieci oraz norm dotyczących dostaw energii elektrycznej, przede wszystkim w odniesieniu do jakości energii elektrycznej oraz bezpieczeństwa dostaw energii. Proponowana optymalizacja nie może być prowadzona w oderwaniu od rozdziału obciążeń prowadzonego przez OSP, ze względu na połączenia sieciowe i wzajemną zależność. 5

7 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp Podstawowym celem stosowanej optymalizacji jest wyznaczenie planów pracy jednostek wytwórczych w sieci lokalnej dla mocy czynnej i biernej, traktowanej, jako świadczenie usługi systemowej dla operatora sieci. Plan pracy musi zapewniać ciągłe bilansowanie produkcji i zużycia energii elektrycznej. W chwili obecnej podejście do projektowania sieci dystrybucyjnych oraz planowania ich pracy oparte jest na założonym zapotrzebowaniu szczytowym oraz scenariuszu najgorszego przypadku. Przekształcenie sieci dystrybucyjnych w aktywnie zarządzane nowoczesne systemy zwane sieciami inteligentnymi lub Smart Grids, ze świadomością konieczności poprawienia elastyczności pracy systemów elektroenergetycznych oraz możliwościami wprowadzenia nowych usług systemowych może zmienić kierunek rozwoju systemów, który funkcjonuje obecnie. Wprowadzenie aktywnego zarządzania wymaga odpowiedniego systemu monitorowania pracy sieci, zapewniającego informację o aktualnych przepływach mocy oraz zmiennym zużyciu energii. Informacje dostarczane przez system są potrzebne dla systemu optymalizacji, który w oparciu o otrzymane dane potrafi określić sygnały sterujące pracą źródeł energii, magazynów i aktywnych odbiorców. Tylko takie działanie pozwoli na dalszy rozwój Generacji Rozproszonej oraz na właściwą ocenę opłacalności inwestycji, zarówno w sieci dystrybucyjne oraz źródła energii, w tym również źródła odnawialne Cel i uzasadnienie rozprawy Głównym celem przedstawionej rozprawy doktorskiej jest zaproponowanie i zbadanie mechanizmu aktywnego zarządzania pracą sieci dystrybucyjnej średniego napięcia, z uwzględnieniem lokalnego bilansowania energii elektrycznej oraz optymalizacji pracy systemu z zachowaniem wszystkich wymagań stawianych systemom elektroenergetycznym w tym wymagań technicznych, ekonomicznych i prawnych. Obecnie aktywne zarządzanie na szeroką skalę jest prowadzone tylko i wyłącznie przez krajowych Operatorów Systemów Przesyłowych (OSP). Jednakże rozwój Generacji 6

8 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp Rozproszonej, w tym Odnawialnych Źródeł Energii, przynosi nowe wyzwania: W jaki sposób kierować pracą systemu, gdy nowe źródła są przyłączane? Dodatkowo należy podkreślić, iż przyłączanie nowych jednostek w systemie odbywa się w punktach gdzie dotychczas miał miejsce jedynie pobór energii elektrycznej, nie zaś jej generacja. Punkty przyłączenia i cała infrastruktura sieciowa w systemach dystrybucyjnych nie jest zatem przystosowana do odbierania energii ze źródeł zlokalizowanych bezpośrednio w węzłach tych sieci. Obecnie udział Generacji Rozproszonej w produkcji energii elektrycznej jest stosunkowo niewielki. Dlatego jest możliwe bilansowanie produkcji energii i jej zużycia zapewniając bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, w oparciu o rynki bilansujące, działające jedynie na poziomie sieci przesyłowych. Niemniej jednak, w sytuacji, gdy poziom penetracji rośnie, jak na przykład w Niemczech, gdzie pod koniec roku 2012 moc zainstalowana w źródłach fotowoltaicznych osiągnęła 32,5GW, a w elektrowniach wiatrowych kolejne 30GW, stabilna i bezpieczna praca systemu elektroenergetycznego staje się zagrożona (REN21, 2012), (Burger, 2013). Rozwój Generacji Rozproszonej oraz wdrożenie liczników inteligentnych (ang. smart meters ) stworzy nowe możliwości poprawienia pracy systemów elektroenergetycznych, w tym transformację pasywnych struktur w inteligentne systemy. Niemniej jednak ważnym jest fakt, że koncentracja uwagi oraz wysiłków jedynie na wdrożeniu urządzeń AMI (Advanced Metering Infrastructure) to za mało do stworzenia w pełni inteligentnych systemów. Konieczny jest dalszy rozwój i przebudowa sieci dystrybucyjnych w celu przystosowania ich do dwukierunkowego przepływu mocy w sieciach promieniowych. Potrzebne są również odpowiednie systemy zarządzania. Rosnąca liczba źródeł Generacji Rozproszonej wymusi w przyszłości większy udział Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) w bilansowaniu systemu i w zachowaniu standardów pracy sieci. Ten kierunek prowadzi do wdrożenia nowych narzędzi zarządzania, takich jak Lokalne Obszary Bilansowania lub bezpośrednio Lokalne Rynki Bilansujące (Mielczarski et al., 2012; Wrocławski, 2012) 7

9 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp Każdy system zarządzania pracą systemu elektroenergetycznego musi rozwiązywać problem ciągłego bilansowania energii produkowanej i zużywanej. Jest to kluczowy element niezawodnej pracy systemu, w którym dodatkowo w każdej chwili muszą być spełnione wymagania określone przez techniczne standardy. Ograniczenia przepustowości połączeń sieciowych oraz szereg czynników wpływających na pogorszenie jakości energii elektrycznej musi zostać wzięte pod uwagę na etapie planowania pracy sieci. RYSUNEK 1. ZARZĄDZANIE PRACĄ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ WEDŁUG ZASAD RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ŹRÓDŁO: (MIELCZARSKI, OLEK, WIERZBOWSKI, 2012) Zarządzanie siecią dystrybucyjną można podzielić na trzy zasadnicze etapy: (a) monitorowanie z zastosowaniem elektronicznych mierników i liczników lub systemów typu SCADA, (b) optymalizacja, (c) bilansowanie i kontrola aktywnych jednostek poprzez sygnały sterujące wypracowane w etapie drugim (Rysunek 1) (Mielczarski et al., 2012). Obecnie Generacja Rozproszona nie jest opłacalna, zakładając brak dopłat i subsydiów. Z tego powodu trudno jest wskazać korzyści za nią idące. Ponadto, podłączenie nowych jednostek do sieci dystrybucyjnych jest związane ze skomplikowaną procedurą formalną i niechęcią OSD wobec niestabilnej generacji w ich obszarze zarządzania. Niemniej jednak potencjał tych źródeł powinien być wykorzystywany. Dlatego bardzo 8

10 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp ważne jest poszukiwanie nowych form rynku energii, który sprawiłyby, że wspomniane jednostki staną się konkurencyjne i opłacalne dla inwestorów. Otworzenie rynku na nowych uczestników spowodowałoby, że sam rynek stałby się bardziej konkurencyjny oraz w ogólnym założeniu zapewniłby bardziej racjonalne ceny energii oraz bezpieczeństwo dostaw energii, o odpowiednich parametrach jakości. Co więcej, rynek może zwiększyć dochody podmiotów działających w sektorze elektroenergetycznym. Zarządzanie pracą sieci według zasad rynkowych wraz z nowymi usługami systemowymi zredukowałoby bariery inwestycyjne oraz zwiększyło konkurencyjność rozproszonych źródeł energii. Postulat rozwoju potencjału rynku w obszarze sektora elektroenergetycznego jest uzasadniony, ponieważ obecnie cały sektor działa właśnie w oparciu o zasady rynkowe. System ten ma wiele wad, jednakże jest prawdopodobnie najlepszym znanym mechanizmem, prowadzącym do efektywnej pracy dowolnego przemysłu. Tworzy on silne wytyczne i sygnały dla uczestników, zapewniając fundamenty do stabilnej działalności. Rynek jest przewidywalny, stąd uczestnicy rynku są w stanie planować przyszłą działalność i rozwój oraz szacować przychody i koszty. Dodatkowo rynek energii elektrycznej posiada niespotykaną wśród innych rynków cechę: towaru, jakim jest energia elektryczna, nie można przechowywać w znaczących wolumenach. Istnieje zatem konieczność ciągłego bilansowania produkcji i zużycia energii (towaru), w każdej chwili pracy systemu. Jest to również powód, dla którego rynek energii elektrycznej funkcjonuje jednocześnie jako transakcje bilateralne, rynek giełdowy oraz rynek bilansujący. Na pierwszych dwóch platformach handel energią elektryczną jest nieograniczony ze względu na uwarunkowania techniczne. Natomiast zadaniem trzeciej platformy jest zapewnienie bilansu energii w systemie, z uwzględnieniem ograniczeń technicznych, według zasad rynkowych i z poszanowaniem potrzeb każdego aktywnego uczestnika rynku (Anders, 2005). Wzrastający poziom penetracji Generacji Rozproszonej powoduje poważne problemy w pracy sieci dystrybucyjnych, ale jest również wyzwaniem dla systemów zarządzania. Obecność dużej ilości niekontrolowanych źródeł produkujących zarówno moc czynną i 9

11 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp bierną powoduje powstanie bardzo dużej ilości zmiennych, podlegających optymalizacji w modelu optymalizacyjnym. Dlatego, skala problemu, który ma zostać zoptymalizowany rośnie i dla typowego fragmentu sieci dystrybucyjnej (jeden węzeł systemu WN/SN) z 30% poziomem penetracji Generacji Rozproszonej liczba zmiennych rośnie do kilkuset. Dodatkowo, sieci przesyłowe i dystrybucyjne posiadają własną, odrębną specyfikę, dlatego koniecznym jest zastosowanie zmodyfikowanego podejścia i różnych metod optymalizacji, dla każdego z nich. Zaprezentowana rozprawa doktorska dotyczy weryfikacji metodologii optymalizacji dla sieci dystrybucyjnych, uwzględniając bilansowanie mocy czynnej i biernej oraz biorąc pod uwagę przepływy mocy, straty mocy oraz konieczność przestrzegania technicznych ograniczeń i wymagań dotyczących jakości energii. Niekontrolowana praca dużej ilości źródeł Generacji Rozproszonej poza negatywnym wpływem na proces planowania pracy systemu niesie ze sobą wiele technicznych problemów związanych z samą pracą sieci dystrybucyjnej, wpływając nawet na pracę sieci przesyłowych. Problemy te dotyczą niekontrolowanych przepływów mocy, przeciążeń linii czy naruszania technicznych parametrów pracy systemu (Rysunek 2). Zastosowanie systemu lokalnego bilansowania opartego na zasadach rynkowych, czyli Lokalnego Rynku Bilansującego, pozwala na kontrolę nad przepływami mocy w sieci oraz innymi parametrami pracy sytemu, uwzględniając dopuszczalne obciążenia linii i odchylenia napięcia w węzłach (Rysunek 3). Rozprawa prezentuje również nowe podejście do śledzenia rozpływów mocy w sieci, które pozwala na rozpoznanie ścieżki rozpływu mocy oraz na określenie, w jaki sposób jednostki produkujące energię pokrywają zapotrzebowanie każdego odbiorcy oraz straty mocy. Śledzenie rozpływów mocy może pozwolić na poprawę zarządzania pracą sieci oraz zapewnić nowe narzędzia do przypisania kosztów bilansowania do odbiorcy energii. 10

12 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp RYSUNEK 2. SIEĆ DYSTRYBUCYJNA Z NIEKONTROLOWANĄ PRACĄ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ RYSUNEK 3. SIEĆ DYSTRYBUCYJNA ZE SKOORDYNOWANĄ PRACĄ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ 11

13 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp 1.2. Teza rozprawy Możliwe jest zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej średniego napięcia z generacją rozproszoną, w oparciu o koordynację przepływów mocy i usług systemowych, prowadzonych przy wykorzystaniu metod optymalizacji nieliniowej, z ograniczeniami w warunkach bilansującego rynku energii elektrycznej. W szczególności możliwe jest: przeprowadzenie ekonomicznego rozdziału obciążeń w sieci dystrybucyjnej średniego napięcia, przy wykorzystaniu mechanizmu rynku bilansującego uwzględnienie usług systemowych w procesie ekonomicznego rozdziału obciążeń w lokalnej sieci średniego napięcia, w postaci kontraktowania mocy biernej zapewnienie optymalnego rozpływu mocy w lokalnej sieci dystrybucyjnej średniego napięcia (uwzględniając przepływy zarówno mocy czynnej i biernej), prowadzącego do redukcji strat mocy w sieci oraz pozwalającego na minimalizację kosztów operacyjnych pracy sieci uwzględnienie w procesie rozdziału obciążeń nowych jednostek, takich jak magazyny energii oraz odbiory aktywne (sterowalne) do bilansowania zarówno mocy czynnej jak i biernej wykorzystanie metod śledzenia rozpływów mocy (Power Flow Tracing) w celu określenia cen energii na potrzeby bilansowania i wyznaczenia rzeczywistych kosztów strat 12

14 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp Teza rozprawy zaprezentowana powyżej została udowodniona poprzez: 1. Analizę działania sieci elektroenergetycznych według zasad rynkowych, w szczególności według zasad unbundling i Third Party Access. Przeprowadzona analiza zawiera przegląd obecnego stanu rozwoju Europejskiego systemu elektroenergetycznego wraz z uwarunkowaniami prawymi, a także stan wiedzy na temat rynków energii elektrycznej i ekonomicznego rozdziału obciążeń w systemach elektroenergetycznych. Zaproponowane podejście jest oparte na koncepcjach metod śledzenia rozpływów mocy, sieci inteligentnych i mikrosieci oraz na zasadach działania określonych dla Odnawialnych Źródeł Energii i Generacji Rozproszonej. Dlatego zostały one również uwzględnione w analizie. 2. Przyjęcie modelu sieci testowej średniego napięcia z uwzględnieniem możliwości kontroli oraz przyłączonych źródeł, w tym: generatorów, magazynów energii oraz sterowalnych odbiorów (odbiorców aktywnych). 3. Sformułowanie zadań dla lokalnych obszarów bilansowania w węzłach sieci WN/SN koordynacja produkcji mocy czynnej i biernej, z jednoczesnym zapewnieniem minimalizacji strat przesyłowych oraz określeniem zasad bilansowania obszarowego. 4. Zdefiniowanie funkcji Operatora Koordynacyjnego Sieci oraz sposobu ich realizacji, biorąc pod uwagę dostępne zasoby oraz regulacje prawne. 5. Określenie modeli optymalizacyjnych, w szczególności funkcji celu i ograniczeń. 6. Analizę metod optymalizacji, ze szczególnym uwzględnieniem metod optymalizacji nieliniowej oraz wybór algorytmów optymalizacji w celu przeprowadzenia symulacji. 7. Analizę metod Power Flow Tracing i implementację wybranej metody dla określenia cen energii na potrzeby bilansowania. 8. Przygotowanie scenariuszy symulacyjnych. 9. Przeprowadzenie symulacji dla zdefiniowanych scenariuszy i przyjętych metod. 10. Analizę uzyskanych wyników i sformułowanie rekomendacji dla wdrożeń praktycznych i dalszych prac badawczych. 13

15 Optimization in the modern power systems Autoreferat Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp Osiągnięcia przedstawione powyżej w dziesięciu etapach mogą być traktowane jako główne osiągnięcia zaprezentowanej rozprawy doktorskiej Struktura rozprawy Na przedstawioną rozprawę doktorską składa się dwanaście rozdziałów. Pierwszy zawiera uzasadnienie wyboru tematu rozprawy, główne jej cele wraz z tezami oraz strukturą dokumentu. Rozdział 2 zawiera analizę europejskich regulacji prawnych determinujących działanie sektora energetycznego oraz opisuje dwie podstawowe zasady prawne tj. unbundling i TPA. Rozdział 3 przedstawia opis stanu wiedzy w zakresie głównego tematu rozprawy. Zawiera on analizę pracy systemów elektroenergetycznych, ze szczególnym uwzględnieniem systemów dystrybucyjnych, Generacji Rozproszonej, rynków energii elektrycznej, zagadnień bilansowania energii w systemie oraz metod śledzenia rozpływów mocy. Rozdział 4 jest kluczową częścią rozprawy, zawierającą definicje problemu do rozwiązania. W rozdziale tym jest zawarty opis koncepcji lokalnego bilansowania energii w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia oraz wszystkich przedsięwziętych środków służących tej koncepcji. Definicja scenariuszy symulacji służących weryfikacji postawionej tezy oraz wyniki symulacji są zaprezentowane w Rozdziale 5. Dodatkowo Rozdział 5.6 zawiera podsumowanie wszystkich wyników oraz końcowe wnioski płynące z symulacji. Następnie Rozdział 6 opisuje końcowe wnioski z przeprowadzonych badań oraz wskazuje możliwe kierunki przyszłych badań. Rozdziały 7 i 8 zawierają streszczenia rozprawy w języku angielskim i polskim. Rozdział 9 jest dodatkiem. Rozdziały 10 i 11 przedstawiają spis rysunków i tabel, a w Rozdziale 12 zamieszczona jest literatura rozprawy. Rozprawa doktorska kończy się spisem opublikowanych podczas studiów doktorskich artykułów naukowych oraz zestawieniem konferencji, w których autor brał udział. 14

16 Rozdział 2 Definicja problemu 2. DEFINICJA PROBLEMU 2.1. Wstęp W chwili obecnej system elektroenergetyczny jest zaprojektowany i zbudowany zgodnie z założeniem jednokierunkowego przepływu mocy od sieci wysokiego napięcia do sieci niskiego napięcia. Europejski system elektroenergetyczny składa się z poziomych struktur sieciowych systemów przesyłowych działających w zamkniętych układach oczkowych na napięciu powyżej 110 kv oraz pionowych struktur sieciowych systemów dystrybucyjnych działających jako sieci otwarte, promieniowe na napięciach od 30 kv do 0,4 kv (Rozdział 3.2 Rozprawy Doktorskiej). Modele hurtowego rynku energii elektrycznej stosowane w praktyce uwzględniają obecną formę działania systemu elektroenergetycznego (Rozdział 3.3 i 3.4 Rozprawy Doktorskiej). Moc płynie z sieci przesyłowych bezpośrednio od dużych jednostek wytwórczych zwanych Jednostkami Wytwórczymi Centralnie Dysponowanymi (JWCD) poprzez sieć dystrybucyjną aż do odbiorców końcowych. Doświadczając zmian spowodowanych wzrastającą penetracją źródeł Generacji Rozproszonej (Rozdział Rozprawy Doktorskiej), funkcjonujące obecnie modele systemu elektroenergetycznego i rynku energii stają się niewystarczające do zapewnienia stabilnej, niezawodnej i bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego. Główne obszary wyzwań dla systemu elektroenergetycznego na skutek rozwoju Generacji Rozproszonej można opisać następująco: (Czyżewski & Wrocławski, 2012) Obecny system jednokierunkowego przepływu mocy nie działa wystarczająco dobrze w przypadku wielokrotnego zasilania systemu od poziomu niskich napięć czyli od strony sieci dystrybucyjnych średnich i niskich napięć; mogące się pojawić przepływy odwrotne w sieciach nieprzystosowanych do 15

17 Rozdział 2 Definicja problemu takiej sytuacji mogą doprowadzić do poważnych awarii i braku możliwości dotrzymania technicznych standardów pracy sieci, Bilansowanie energii będące zadaniem Operatora Sytemu Przesyłowego (OSP) (Rozdział Rozprawy Doktorskiej) działa prawidłowo i efektywnie tylko w obliczu niewielkiego wpływu Generacji Rozproszonej (GR). Zwiększanie udziału GR spowoduje, że OSP nie będzie zdolny do zarządzania swoim obszarem, ze względu na niestabilną pracę systemów dystrybucyjnych. Zainstalowana obecnie w systemach dystrybucyjnych automatyka zabezpieczeniowa nie obejmuje wszystkich aspektów funkcjonowania sieci z Generacją Rozproszoną na skutek braku odpowiednich zabezpieczeń istnieje duże ryzyko wystąpienia awarii System bilansowania lokalnego Odpowiedzią na przedstawione powyżej problemy może być system bilansowania lokalnego będący bezpośrednim tematem zaprezentowanej rozprawy doktorskiej. Nowoczesne systemy elektroenergetyczne powinny umożliwiać integrację zarówno dużych wielkoskalowych jednostek generacyjnych jak i małych źródeł Generacji Rozproszonej. Konieczna integracja powinna ułatwiać wprowadzanie nowych technologii, takich jak Odnawialne Źródła Energii, sieci inteligentne czy magazyny energii. Wskazane jest, aby Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych byli zaangażowani w bilansowanie produkcji energii elektrycznej z jej zużyciem, w sposób podobny do tego, jak funkcjonują Operatorzy Systemów Przesyłowych. Ważne również, aby rozważyć inne formy mechanizmów bilansowania, usług systemowych i działania rynków energii w celu umożliwienia nowym potencjalnym uczestnikom runku (Generacja Rozproszona, odbiory sterowalne, zasobniki energii) konkurowania na wolnym rynku energii. Pomimo, że istniejące obecnie mechanizmy rynkowe nie są idealne, prawdopodobnie ich modyfikacja i usprawnienie spowoduje w przyszłości 16

18 Rozdział 2 Definicja problemu większe wykorzystanie rynków energii elektrycznej. Dlatego konieczne jest, aby przewidzieć odpowiedni plan działania Generacji Rozproszonej w otoczeniu rynkowym. Jest to szczególnie ważne, ze względu na widoczną na szeroką skalę niekontrolowaną pracę tych źródeł, która w przyszłości będzie się jeszcze powiększać (rosnąca penetracja Generacji Rozproszonej - Rozdział Rozprawy Doktorskiej). Jak to zostało już wcześniej nadmienione, obecnie bilansowanie systemu elektroenergetycznego jest zadaniem Operatora Systemu Przesyłowego (Rozdział 3.3 Rozprawy Doktorskiej). OSP planuje pracę jednostek wytwórczych poprzez ekonomiczny rozdział obciążeń w sieci na Rynku Dnia Następnego, bazując na prognozach zapotrzebowania, informacjach o sprzedanej i zakupionej energii oraz ofertach bilansujących, składanych przez jednostki. Gdy system jest przewidywalny, czyli gdy nie ma w nim zlokalizowanych źródeł niestabilnych i niekontrolowanych, działania OSP są efektywne i prowadzą do zapewnienia bilansu energii w systemie przy stosunkowo niskich kosztach. Niemniej jednak, gdy OSP prowadzi swoją działalność w warunkach dużej ilości źródeł niekontrolowanych i niestabilnych coraz częściej mogą pojawiać się trudności w zbilansowaniu systemu. To z kolei prowadzi do zmian planów pracy jednostek oraz w najgorszym wypadku do powtarzania procedury rozdziału obciążeń (ang. re-dispatch). Działania tego typu są kosztowne. Zatem lepiej przenieść część ciężaru bilansowania na jednostki dotychczas niesterowane Generację Rozproszoną. Wówczas Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych wykonywaliby obowiązki zbliżone do tych, w które zaangażowani są Operatorzy Systemów Przesyłowych (Rozdział 3.5 Rozprawy Doktorskiej). Błąd! Nie można odnaleźć źródła odwołania. przedstawia strukturę systemu elektroenergetycznego bez Generacji Rozproszonej oraz jego przyszłą formę, kiedy źródła tego typu staną się bardziej powszechne. Aby zniwelować skutki niekontrolowanej i nadmiernej produkcji ze źródeł lokalnych należy zoptymalizować sposób ich pracy. Może to zostać osiągnięte poprzez obowiązek narzucony na Operatorów Systemów Dystrybucyjnych, dotyczący zarządzania lokalnymi obszarami bilansowania. Takie zadanie może być wypełniane przez Operatora Koordynacyjnego 17

19 Rozdział 2 Definicja problemu Sieci (OKS). Nie musi on być niezależnym podmiotem prawnym, a jedynie reprezentować zadania bilansowania, jako jedne z wielu realizowanych przez OSD. Podstawowym obowiązkiem OKS jest nadzorowanie i zarządzanie Lokalnym Rynkiem Bilansującym (LRB) na wyznaczonym obszarze sieci średniego napięcia. OKS działa we współpracy z Operatorami Obszarów Węzłowych (OOW), którzy nadzorują pracę sieci niskiego napięcia przyłączonych do obszaru OKS (Rysunek 4). RYSUNEK 4. STRUKTURA SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO BEZ GENERACJI ROZPROSZONEJ ORAZ Z JEDNOSTKAMI PRZYŁĄCZONYMI DO SIECI DYSTRYBUCYJNYCH, CSO COORDINATING SYSTEM OPERATOR (OPERATOR KOORDYNACYJNEGO SIECI), NAO NODAL AREA OPERATOR (OPERATOR OBSZARU WĘZŁOWEGO) ŹRÓDŁO: OPRACOWANIE WŁASNE Każda aktywność prowadzona w sektorze elektroenergetycznym musi być prowadzona zgodnie z zasadami unbundling (Rozdział Rozprawy Doktorskiej) i TPA (Rozdział Rozprawy Doktorskiej), będącymi prawnymi uwarunkowaniami narzuconymi przez Prawo energetyczne (Rozdział 2.2.3, 3.3, i 3.4 Rozprawy Doktorskiej). Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych realizujący zadania Operatora Koordynacyjnego Sieci i Operatora Obszaru Węzłowego muszą posiadać licencję na zarządzanie siecią i bilansowanie energii. Działalność związana z handlem i produkcją energii musi być oddzielona od działalności sieciowej (Rysunek 5). 18

20 Rozdział 2 Definicja problemu RYSUNEK 5. UNBUNDLING - CHIŃSKI MUR ŹRÓDŁO: (SIEWIERSKI & MIELCZARSKI, 2011) Lokalny Rynek Bilansujący prowadzony przez Operatora Koordynacyjnego Sieci musi być spójny z obecnie działającym rynkiem bilansującym zarządzanym przez Operatora Systemu Przesyłowego. Dodatkowo, szybki rozwój Generacji Rozproszonej wskazuje na potrzebę wielopoziomowego bilansowania systemu. Wolny handel energią powinien być prowadzony pomiędzy użytkownikami i producentami przyłączonymi do lokalnych obszarów bilansowania i lokalnych systemów dystrybucyjnych tak samo jak pomiędzy podmiotami przyłączonymi do systemów przesyłowych. Handel energią powinien być dodatkowo prowadzony bez żadnych ograniczeń, podczas gdy Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych działający poprzez Operatorów Koordynacyjnych Sieci i Operatorów Obszarów Węzłowych zapewnialiby fizyczne bilansowanie energii produkowanej i zużywanej. Takie podejście pozwala zapewnić wolny handel energii oraz stabilną i bezpieczną pracę systemu elektroenergetycznego Określenie zadań dla lokalnych obszarów bilansowych Głównym zadaniem bilansowania lokalnego jest zapewnienie bilansu w sieci lokalnej poprzez wykorzystanie istniejących narzędzi planowania pracy jednostek i zarządzania odbiorami (Demand Side Management). Prowadzi to do ograniczenia przepływów 19

21 Rozdział 2 Definicja problemu mocy z sieci wysokich napięć i strat mocy poprzez zmniejszenie dystansu pomiędzy jednostkami produkującymi energię a odbiorcami, którzy ją zużywają. Dodatkowo, poprzez specyfikę przyłączania źródeł Generacji Rozproszonej do sieci (zazwyczaj za pomocą w pełni sterowalnych przekładników mocy) -, rozszerza się zakres usług systemowych, które mogą być świadczone na rzecz operatora w celu wspomagania pracy sieci. Do potencjalnych usług systemowych, możliwych do wprowadzenia dla Generacji Rozproszonej w systemach dystrybucyjnych należą: Kompensacja mocy biernej Redukcja asymetrii Redukcja harmonicznych Przedstawiona praca doktorska dotyczy systemu dystrybucyjnego średniego napięcia. Założono, że większość zaburzeń jakości energii jest transformowana do sieci SN z sieci nn. Z tego względu w koncepcji lokalnego obszaru bilansowania na poziomie średniego napięcia uwzględniono jedynie kompensację mocy biernej. Natomiast pozostałe usługi są analizowane na poziomie sieci niskiego napięcia (Olek & Wierzbowski, 2013), co nie jest przedmiotem przedstawionej rozprawy. Podsumowując, zadania bilansowania lokalnego obejmują: Utrzymanie dopuszczalnych wartości napięcia w węzłach Bilans nie tylko mocy czynnej, ale i biernej w sieci, z uwzględnieniem przepływów mocy i strat Zapewnienie pracy sieci w granicach ustalonych przez ograniczenia techniczne za pomocą optymalizacji przepływów mocy Koordynację działania i przepływów mocy w węzłach SN/nN 20

22 Rozdział 2 Definicja problemu Powyższe zadania muszą być prowadzone zgodnie z postanowieniami prawa oraz zasadami rynku energii elektrycznej. Zaprezentowana rozprawa doktorska zawiera analizę środków i narzędzi obliczeniowych, niezbędnych dla lokalnych rynków bilansujących i systemów zarządzania siecią, zapewniających pracę zgodnie ze standardami technicznymi, dotyczącymi systemów dystrybucyjnych Operator Koordynacyjny Sieci Operator Koordynacyjny Sieci zarządza pracą określonego obszaru sieci dystrybucyjnej średniego napięcia, z uwzględnieniem rynku bilansującego na poziomie systemu średniego napięcia (Wierzbowski, 2013; Wierzbowski & Olek, 2013a, 20013b). OKS prowadzi optymalizację pracy aktywnych jednostek w sieci biorąc pod uwagę: moc czynną i bierną, przepływy mocy wewnątrz sieci, moc wymiany z zewnętrznym systemem oraz straty mocy. Bilans mocy czynnej jest zachowany przy użyciu typowych reguł pochodzących z rynku bilansującego. Moc bierna jest traktowana, jako nowa forma usługi systemowej i zarządzana w oparciu o oferty składane przez uczestników rynku lokalnego. Proponowana optymalizacja zapewnia nie tylko optymalny rozdział obciążeń pomiędzy jednostki, ale także optymalny rozpływ mocy w sieci prowadzący do minimalizacji strat mocy (Rozdział 4.5 Rozprawy Doktorskiej). Lokalne bilansowanie uwzględnia aktywnych użytkowników, zdolnych do zgłaszania ofert bilansujących na moc czynną oraz na usługi systemowe (Rozdział 4.4 Rozprawy Doktorskiej). Użytkownicy pasywni zużywają energię i nie są częścią lokalnego rynku bilansującego. Rozliczenie za energię elektryczną odbywa się dla nich według taryf za energię elektryczną ustalanych przez Urząd Regulacji Energetyki (regulator lokalny). Podmioty takie jak: generatory, zasobniki energii oraz odbiory sterowane są rozpatrywane, jako grupa aktywnych uczestników rynku. Na podstawie ofert bilansujących oraz ofert na świadczenie usług systemowych, Operator Koordynacyjny Sieci przeprowadza optymalizację (Rozdział 4.6 Rozprawy Doktorskiej), której wyniki 21

23 Rozdział 2 Definicja problemu pozwalają na przygotowanie Planów Koordynacyjnych Dobowych na dzień dostawy dla jednostek biorących udział w lokalnym rynku bilansującym. Plan jest przygotowywany na cały dzień dostawy z godzinnym interwałem czasowym. Uszczegółowiony Plan Koordynacyjny Dobowy może być również przewidziany na potrzeby bardziej dokładnej kontroli i zapewnienia bilansu w sieci (Mielczarski et al., 2012). Działalność Operatora Koordynacyjnego Sieci na lokalnym rynku bilansującym jest przedstawiona na rysunku poniżej (Rysunek 6). RYSUNEK 6. OPERATOR KOORDYNACYJNY SIECI NA LOKALNYM RYNKI BILANSUJĄCYM 2.3. Testowy model sieci dystrybucyjnej SN Aby przeprowadzić dokładne symulacje weryfikujące słuszność postawionej w rozprawie doktorskiej tezy, niezbędne jest określenie modelu systemu elektroenergetycznego, w którym możliwe jest zastosowanie proponowanej w rozprawie koncepcji bilansowania lokalnego. Taki model jest potrzebny do określenia 22

24 Rozdział 2 Definicja problemu funkcji celu, zmiennych poddawanych optymalizacji oraz ograniczeń technicznych. Dodatkowo, podczas każdego kroku optymalizacji, są obliczane rozpływy mocy do określenia wartości zmiennych funkcji celu i ograniczeń technicznych. Przyjęty model sieci testowej jest zaprezentowany poniżej (Rysunek 7). Jest to sieć dystrybucyjna średniego napięcia, powstała na podstawie badań prowadzonych przez grupę CIGRE (Rudion et al., 2006 ; Styczynski et al., 2006a ; 2006b). Zaprezentowana sieć jest izolowaną siecią 3-fazową, 3-przewodową działającą na napięciu 20kV. Składa się z dwóch głównych ciągów gałęzi, zasilanych przez osobne transformatory. Zasilają one w sumie 14 węzłów połączonych za pomocą 14 linii. Połączenie WN SN za pomocą transformatora jest w przyjętym modelu traktowane, jako linia. Napięciem odniesienia, niezbędnym do obliczenia rozpływów mocy jest napięcie węzła 0 punkt przyłączenia sieci lokalnej do systemu przesyłowego. Wszelkie modyfikacje sieci CIGRE na potrzeby dostosowania do proponowanego modelu są wynikiem wiedzy zdobytej podczas doświadczeń w Laboratorium Generacji Rozproszonej Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej (DER Laboratory). Dokładne omówienie parametrów sieci i przyłączonych urządzeń znajduje się w Rozdziale 4.3 Rozprawy Doktorskiej. 23

25 Rozdział 2 Definicja problemu RYSUNEK 7. MODEL TESTOWEJ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ŚREDNIEGO NAPIĘCIA ŹRÓDŁO: OPRACOWANIE WŁASNE NA PODSTAWIE: (RUDION ET AL., 2006; STYCZYNSKI ET AL., 2006A; 2006B) Sieć jest zasilana poprzez dwa transformatory, jednakże pomimo różnej konfiguracji połączeń całkowite obciążenie obu gałęzi jest zbliżone. Szczytowe zapotrzebowanie dla prezentowanego lokalnego obszaru bilansowania wynosi 47 MW. Każdy odbiór jest zamodelowany za pomocą odpowiednich 24h profili obciążenia, udostępnionych dzięki uprzejmości PTPIREE 1. Całkowita moc zainstalowana urządzeń generacyjnych w sieci to ponad 10 MW dla mocy czynnej i ponad 3MVAr dla mocy biernej, co daje poziomy penetracji takie jak przedstawione w Tabela 1. 1 PTPIREE Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej 24

26 Rozdział 2 Definicja problemu TABELA 1. PENETRACJA ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W SIECI TESTOWEJ Active power Reactive power Total penetration area of TR1 29 % 36 % Total penetration area of TR2 14 % 13 % Total penetration for areas of TR1 and TR2 22 % 26 % Niemniej jednak wartości w tabeli uwzględniają jedynie generację stałą, czyli bez potencjału zasobników energii oraz odbiorów sterowalnych. Zdolności generacyjne magazynów energii w sieci to 3,2 MW, zaś maksymalne możliwości redukcji zapotrzebowania przez odbiory sterowalne to 1 MW. Wartość dla odbiorów aktywnych jest stosunkowo niska w porównaniu do całkowitego zapotrzebowania w sieci i dostępna tylko w niektórych okresach dnia dostawy. Niemniej jednak, redukcja zapotrzebowania (DSM) wspomaga lokalnie pracę sieci. Jednostki aktywne biorące udział w lokalnym rynku bilansującym są w pełni kontrolowalne zarówno w odniesieniu do produkcji mocy czynnej i biernej. Każda jednostka jest, zatem przedstawiona w modelu za pomocą dwóch parametrów P i Q. Na rynku bilansującym na poziomie sieci przesyłowych jednostki aktywne zgłaszają oferty bilansujące w 10 pasmach. Jednak w sieci dystrybucyjnej, moc znamionowa jednostek jest znacznie mniejsza, a ponadto można założyć, że są one zdolne do bardzo szybkiego rozruchu w normalnym trybie nadzorowania pracy. Założenie wynika z przyjętych modeli Generacji Rozproszonej, które zakładają jednostki bardzo elastyczne, dodatkowo przyłączane do systemu poprzez elektroniczne przekształtniki mocy. Dlatego, koszt rozruchu jednostek nie musi być uwzględniany w ofertach bilansujących. Stąd, w proponowanym modelu liczba pasm ofert bilansujących została zmniejszona do dwóch, określanych jako pasmo wysokie i pasmo niskie. Dokładne omówienie modelowania aktywnych jednostek w zaproponowanej koncepcji bilansowania lokalnego jest zawarty w Rozdziale 4.4 Rozprawy Doktorskiej. 25

27 Rozdział 2 Definicja problemu 2.4. Nieliniowa optymalizacja z ograniczeniami Jednym z celów proponowanego systemu bilansowania lokalnego jest również budowa narzędzia, pozwalającego zapewnić lokalny bilans produkcji i zużycia energii w sieci dystrybucyjnej. Takie narzędzie musi łączyć dwa podstawowe aspekty pracy systemu elektroenergetycznego: część techniczną i część finansową. Powszechnie jest przyjęte, że najlepsze rezultaty bilansowania są uzyskiwane, gdy funkcja celu będąca trzonem modelu optymalizacyjnego, przedstawia całkowity koszt pracy sieci. To znaczy, gdy funkcja celu zawiera w sobie koszt generacji mocy w rozpatrywanej sieci. Optymalizacja tak określonej funkcji celu z przestrzeganiem ograniczeń prowadzi do ustalenia planów pracy jednostek w obszarze bilansowania, dla każdego interwału czasowego dnia dostawy. Problem lokalnego bilansowania, pomimo podobieństw jest różny niż ten na poziomie sieci przesyłowych, dlatego konieczne jest rozważenie innego podejścia. Po pierwsze w prezentowanej koncepcji, usługi systemowe w formie zgłoszonych ofert są uwzględnione bezpośrednio w funkcji celu. Redukcja strat mocy również jest jednym z celów optymalizacji funkcji celu. Dlatego, rozpływy mocy są liczone w każdej iteracji procesu optymalizacji oraz wartości strat są elementem funkcji celu, jako wielkość mocy, która musi zostać pokryta przez generację lokalną albo sieć zewnętrzną. Postać funkcji celu jest silnie nieliniowa ze względu na obliczane rozpływy i straty mocy oraz aproksymację ofert bilansujących. Rozdział obciążeń jest obliczany dla każdego interwału czasowego (1h) w horyzoncie 24h. Zmienne w optymalizacji zostały zamodelowane dla każdego interwału osobno. Zatem całkowita ilość zmiennych to wynik mnożenia zmiennych dla interwału 1h przez ilość interwałów 24. Zestawienie ilości zmiennych podlegających optymalizacji jest przedstawione poniżej (Tabela 2). TABELA 2. ZESTAWIENIE ZMIENNYCH PODLEGAJĄCYCH OPTYMALIZACJI Category of unit type Number of active units subjected to the local balancing system Number of parameters of the units subjected to the optimization in single hour Time period of the power dispatch [h] Number of variables indicating to the unit type in the whole 24h period 26

28 Rozdział 2 Definicja problemu Generators 7 2 (P,Q) 336 Controllable loads 5 1 (P) 24 h 120 Energy storage 5 2 (P,Q) 240 Total number of variables Funkcja celu Funkcja celu użyta w optymalizacji prowadzonej przez Operatora Koordynacyjnego Sieci określa całkowity koszt pracy danego obszaru sieci dystrybucyjnej średniego napięcia. Zawiera ona koszty generacji mocy czynnej i biernej, zatem minimalizowany jest całkowity koszt generacji zapewniając jednocześnie bilans mocy w sieci oraz zmniejszając pobór mocy z sieci zewnętrznej i redukując straty mocy. Elementami wejściowymi do funkcji celu są oferty bilansujące na generację mocy czynnej oraz na usługę systemową generację mocy biernej. Bezpośrednia postać funkcji celu zaimplementowana w modelu jest zaprezentowana poniżej: F(x) = (K P G + K PS + K PCL + K PEX ) + (K Q G + K QS + K QEX ) t=1 t=1 2.1 Gdzie: t K P G K P S K P CL K P EX K QG ilość interwałów czasowych koszt mocy czynnej generowanej przez generatory w okresie t, zależny od poziomu produkcji oraz wynikający z ofert bilansujących koszt mocy czynnej generowanej lub pobieranej zasobniki w okresie t, zależny od poziomu generacji lub poboru oraz wynikający z ofert bilansujących koszy redukcji mocy czynnej przez odbiory sterowalne w okresie t, zależny od poziomu redukcji oraz wynikający z ofert bilansujących koszt wymiany mocy czynnej z siecią zewnętrzną WN w okresie t, koszt mocy biernej generowanej przez generatory w okresie t, 27

29 Rozdział 2 Definicja problemu K QS K QEX zależny od poziomu produkcji oraz wynikający z ofert bilansujących koszt mocy biernej generowanej przez zasobniki w okresie t, zależny od poziomu generacji oraz wynikający z ofert bilansujących koszt wymiany mocy biernej z siecią zewnętrzną WN w okresie t, W prowadzonych obliczeniach punkt przyłączenia sieci lokalnej do systemu przesyłowego jest traktowany, jako węzeł bilansujący, a system zewnętrzny jest traktowany, jako generator bilansujący dla lokalnej sieci dystrybucyjnej. Energia zużywana jest w każdej chwili pokrywana przez energię produkowaną przez źródła lokalne i przepływ z sieci zewnętrznej, w przypadku, gdy generacja lokalna jest zbyt niska. Dlatego przepływ mocy czynnej i biernej w każdej godzinie musi być obliczony zgodnie z poniższymi zależnościami: t P EX 7 = P G t i=1 i 5 + P S tj + (P t Load j=1 t + ΔP Lines 5 t ) P CL l=1 l 2.2 t Q EX 7 = Q G t i=1 i 5 t + Q S j + (Q t Load j=1 t + ΔQ Lines ) 2.3 Gdzie: t P EX wymiana mocy czynnej z siecią zewnętrzną WN w okresie t t ilość interwałów czasowych i P G t i j P S tj P Load ilość generatorów moc czynna generowana przez i -generator w okresie t ilość zasobników energii moc czynna generowana lub pobierana przez j -zasobnik w okresie t t moc czynna zapotrzebowana w sieci lokalnej w okresie t t straty mocy czynnej w sieci lokalnej w okresie t ΔP Lines t P CL l Q EX t Q G i Q S tj moc czynna zredukowana przez l - odbiór sterowalny w okresie t t wymiana mocy biernej z siecią zewnętrzną WN w okresie t moc bierna generowana przez i -generator w okresie t moc bierna generowana przez j -zasobnik w okresie t t moc bierna pobierana przez odbiory w sieci lokalnej w okresie t Q Load t straty mocy biernej w sieci lokalnej w okresie t ΔQ Lines 28

30 Rozdział 2 Definicja problemu Ograniczenia Ograniczenia zaimplementowane w modelu optymalizacyjnym przedstawione są poniżej: Dopuszczalne zmiany napięcia w węzłach sieci Dopuszczalne obciążenie linii Dolny i górny zakres generacji lub poboru mocy czynnej dla jednostek aktywnych dodatkowo dla źródeł odnawialnych, takich jak turbiny wiatrowe dostępne poziomy generacji są zmienne i zależą od prognozy siły wiatru Dolny i górny zakres generacji mocy biernej dla jednostek aktywnych dla źródeł odnawialnych zakresy zmienne jw. Dopuszczalne współczynniki mocy dla jednostek aktywnych Maksymalna pojemność zasobników energii Sprawność zasobników energii Jednokierunkowy przepływ mocy czynnej i biernej w celu zapewnienia poprawnej pracy sieci (Styczynski et al., 2006a) i niedopuszczenia do zmian charakteru linii z indukcyjnego na pojemnościowy, co może zagrażać pracy sieci Tabela 3 prezentuje podsumowanie założonych ograniczeń w modelu optymalizacyjnym. TABELA 3. ZESTAWIENIE ILOŚCI OGRANICZEŃ W MODELU OPTYMALIZACYJNYM Constraint type Number of parameters in the benchmark network in single hour Time period of the power dispatch [h] Number of constraints indicating to the single parameter in the whole 24h period Node voltage h

31 Rozdział 2 Definicja problemu Connection line capacity Available active power (lower) Available active power (upper) Available reactive power (lower) Available reactive power (upper) One-direction active power flow One-direction reactive power flow Storage energy capacity Total number of constraints Metody Optymalizacji Problem optymalizacyjny można rozwiązać stosując wiele metod. Ich wybór zależy od przyjętego podejścia, postaci funkcji celu oraz ograniczeń. Pełna analiza metod optymalizacji i wybór końcowej metody została zwarta w Rozprawie Doktorskiej w Rozdziale 4.6. Zestawienie kategorii optymalizacji jest zawarte na rysunku poniżej (Rysunek 8). Ze względu na specyfikę problemu oraz silnie nieliniową postać funkcji celu i ograniczeń do dalszej analizy zostały wybrane metody optymalizacji nieliniowej. OPTYMALIZACJA STATYCZNA Programowanie liniowe Programowanie/optymalizacja nieliniowa DYNAMICZNA Programowanie dynamiczne Sterowanie Optymalne 30

32 Rozdział 2 Definicja problemu RYSUNEK 8. GRUPY METOD OPTYMALIZACYJNYCH ZALEŻNE OD RODZAJU SFORMUŁOWANEGO PROBLEMU ŹRÓDŁO: OPRACOWANIE WŁASNE NA PODSTAWIE: (FINDEISEN ET AL., 1980) Zestawienie dostępnych dla autora algorytmów optymalizacji nieliniowej z ograniczeniami jest zaprezentowane poniżej (Rysunek 9). Dokładna analiza metod jest zawarta w rozprawie, zaś końcowym wyborem były metody oparte o Sekwencyjne Programowanie Kwadratowe (Sequential Quadratic Programming) zawarte w pakiecie obliczeniowym MATLAB. Wybrane metody są zaznaczone na rysunku (Rysunek 9). MATLAB OPTIMIZATION TOOLBOX Optymalizacja nieliniowa z ograniczeniami Active-set SQP Interior point Algorytmy optymalizacji nieliniowej Moduł bazowy nlpsolve consolve Interior/Direct TOMLAB Tomlab Knitro Interior/CG Active-set SLQP Systems Optimization Laboratory (SOL) MINOS SNOPT NPSOL RYSUNEK 9. ZESTAWIENIE DOSTĘPNYCH DLA AUTORA ALGORYTMÓW OPTYMALIZACYJNYCH, ROZWIĄZUJĄCYCH PROBLEM OPTYMALIZACJI NIELINIOWEJ Z OGRANICZENIAMI 31

33 Rozdział 3- Wyniki symulacji 3. WYNIKI SYMULACJI Niniejszy rozdział autoreferatu zawiera prezentację oraz opis scenariuszy symulacji, które zostały przygotowane na potrzeby weryfikacji słuszności postawionej w rozprawie doktorskiej tezy. Dodatkowo zostały również opisane końcowe wnioski z przeprowadzonych symulacji oraz zbiorcze zestawienie wyników Określenie scenariuszy Pierwszy scenariusz przyjęty do symulacji stanowi tzw. scenariusz bazowy. Przedstawia on typowe warunki pracy sieci dystrybucyjnej średniego napięcia. W scenariuszu tym sieć jest całkowicie pasywna oraz nie jest uwzględniona żadna lokalna generacja energii elektrycznej. Zapotrzebowanie na energię jest pokrywane przez zewnętrzną sieć przesyłową. Drugi scenariusz zakłada działanie źródeł Generacji Rozproszonej zamodelowanych w sieci testowej. Jednakże ich działanie nie jest skoordynowane, a moce i okresy generacji zależą całkowicie od właścicieli jednostek, bez uwzględnienia warunków technicznych pracy sieci, pozostałych urządzeń generacyjnych oraz aktualnego zapotrzebowania na energię w sieci. Scenariusz trzeci zakłada wprowadzenie lokalnego bilansowania w systemie, opisanego w rozprawie doktorskiej. Jednakże w tym scenariuszu zakres działania systemu jest ograniczony tylko do mocy czynnej. Scenariusz posiada dwie wersje a i b. W wersji a udział w bilansowaniu lokalnym biorą jedynie typowe źródła wytwórcze (generatory), podczas gdy w wersja b uwzględnia również magazyny energii oraz odbiory sterowalne, jako uczestników lokalnego rynku bilansującego. Czwarty scenariusz to weryfikacja najbardziej rozbudowanego mechanizmu lokalnego bilansowania uwzględniającego zarówno moc czynną jak i moc bierną. Moc bierna jest traktowana, jako usługa systemowa 32