O POTENCJALE TECHNICZNYM PRZYŁĄCZENIA ELEKTROWNI WIATROWYCH DO KRAJOWEGO SYSTEMU ELEKTRO- ENERGETYCZNEGO Autor: Franciszek Buchta, Maciej Jaroń, Jakub Morkisz, Bartłomiej Gąszczak - EM&CA SA ( Rynek Energii nr 4/2010) Obserwowany obecnie w Polsce trend do rozwoju źródeł wiatrowych rodzi wiele nowych problemów, z którymi dotychczas operatorzy nie spotykali się. Jednym z najważniejszych jest zachowanie bezpieczeństwa elektroenergetycznego w warunkach wyczerpywania się zdolności przesyłowych sieci i dużego udziału niestabilnego wytwarzania energii elektrycznej przez elektrownie wiatrowe. W niniejszym artykule podjęto próbę określenia potencjału mocy możliwej do przyłączenia do krajowego systemu elektroenergetycznego. Jako narzędzie analizy wykorzystano moduł OPF (Optimal Power Flow OPF), zaimplementowany w programie komputerowym PowerFactory. W artykule krótko przedstawiono sposób wykonania analizy i przyjęte założenia, określono potencjał możliwej do przyłączenia mocy z elektrowni wiatrowych w istniejącym układzie sieciowym, wyznaczono wartości tego potencjału w poszczególnych pięciu obszarach spółek regionalnych PSE-Operator, obliczono efekty generacji mocy przez elektrownie wiatrowe w postaci zmniejszenia strat mocy, określono niezbędny zakres modernizacji sieci, wynikający z analizy stanów n-1 oraz sformułowano uogólnione wnioski. 1. WSTĘP Obserwowany narastający trend do budowy elektrowni wiatrowych jest przyczyną dyskusji o potencjale mocy z elektrowni wiatrowych, możliwej do przyłączenia w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE). Z jednej strony istnieje świadomość, że w polskim systemie elektroenergetycznym udział elektrowni wiatrowych w całkowitym wytwarzaniu energii elektrycznej jest niewielki a z drugiej strony operatorzy systemów: przesyłowego i dystrybucyjnych odmawiają wydawania warunków przyłączenia twierdząc, że brakuje już zdolności przesyłowych do wyprowadzania mocy z elektrowni wiatrowych. Według European Wind Energy Association w roku 2008 nastąpił przyrost mocy zainstalowanych w elektrowniach wiatrowych o ok. 15%, głównie w Bułgarii ok. 177% i na Węgrzech ok. 95% [4]. Według tych danych, najwięcej mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych jest w Niemczech 22 903 MW i Hiszpanii 16 740 MW co stanowi ok. 63% mocy zainstalowanych w tych elektrowniach w Europie. Moce zainstalowane w elektrowniach wiatrowych w poszczególnych państwach wg stanu na koniec 2008 r. pokazano na rys. 1. W Polsce na koniec roku 2009 moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych wynosiła 724 MW co stanowiło zaledwie ok. 3% całej mocy zainstalowanej w KSE. Pogląd operatorów o wyczerpaniu zdolności przesyłowych sieci do wyprowadzenia mocy z kolejnych elektrowni wiatrowych wynika z przyjmowanych przez nich założeń do ekspertyz wpływu przyłączanych elektrowni wiatrowych na parametry i pracę KSE. Wymaganiem operatorów było wykonanie analiz głównie w dwóch wariantach obliczeniowych: z uwzględnieniem źródeł wytwórczych, dla których wydano warunki przyłączenia oraz dla których wydano zakresy ekspertyz. Według stanu na koniec 2009 r., warunków przyłączenia wydano na ok. 12 GW, natomiast zakresów ekspertyz na ok. 40 GW. W potocznej opinii ekspertów, oceniając realne przygotowanie inwestycji pod budowę farm wiatrowych, pierwsza moc jest przewymiarowana w ok. 3 a druga kilkakrotnie. W takiej sytuacji podstawowym problemem do rozwiązania jest określenie potencjału mocy elektrowni wiatrowych możliwej do przyłączenia w KSE.
Potencjał mocy możliwej do przyłączenia w KSE z elektrowni wiatrowych uwarunkowany jest zdolnościami przesyłowymi sieci przesyłowej i 110 kv w stanach normalnych (bez wyłączeń elementów sieci) oraz w stanach n-1 (z pojedynczymi wyłączeniami elementów sieci) oraz koniecznością zapewnienia rezerwy mocy w źródłach systemowych, wynikającej z niestabilnej, zależnej od siły wiatru, produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych. W analizie potencjału możliwej do przyłączenia w KSE mocy elektrowni wiatrowych efektywnym narzędziem informatycznym jest optymalny rozpływ (Optimal Power Flow OPF) [1,2,3]. Algorytm OPF umożliwia określenie rozdziału obciążenia na jednostki wytwórcze, zapewniającego dotrzymanie wymagań technicznych, obejmujących przede wszystkim utrzymaniem dopuszczalnych przepływów mocy w gałęziach oraz napięć w węzłach sieci. Kryterium rozdziału obciążenia na jednostki wytwórcze jest przy tym najczęściej minimum kosztu produkcji energii elektrycznej. Innymi kryteriami może być, np.: minimum strat mocy, minimum kosztów przesyłu energii elektrycznej, minimum kosztów wyłączeń spowodowanych koniecznością dotrzymania wymagań technicznych. Rys. 1. Moce w MW zainstalowanych elektrowni wiatrowych w Europie do końca 2008 r. (wg European Wind Energy Association) [4] 2. OPTYMALNY ROZPŁYW MOCY Zadanie optymalnego rozpływu mocy można sformułować w następujący sposób [1,2,3]: Przy ograniczeniach: gdzie: min F ( x, u ). (1) ( ) g x, u, w = 0, (2) (, ) h h x u h, (3) min U - wektor modułów napięć węzło- T x - wektor zmiennych stanu: x = [ U, δ ], = [ U n ; n = 1, 2,3,..., N ] wych, = [ δ ; n = n 1, 2,3,..., N ] max δ - wektor argumentów napięć węzłowych,
u P Q, P = Pgw ; w = 1,2,3,..., W g - wektor mocy czynnych generowanych w jednostkach wytwórczych, Q = Qgw; w = 1, 2,3,..., W g - wektor mocy biernych generowanych w jednostkach wytwórczych,, P = P ; n = 1, 2,3,..., N - wektor mocy czynnych pobieranych w u - wektor zmiennych sterujących: = [ g, g] w wektor wymuszeń: w = [ Po Q o ], o [ on ] węzłach sieciowych, = [ Q ; n = 1, 2,3,..., N ] Q - wektor mocy biernych pobieranych w węzłach o on sieciowych, g x, u, w - wektor ograniczeń równościowych równania bilansu mocy czynnej ( ) i biernej w węzłach: gdzie: P ( U, δ ) i ( U, δ ) ( U δ ) P P P, = 0, (4) g o ( U δ ) Q Q Q, = 0, (5) g o Q - wektory mocy czynnych i biernych dopływających do węzłów z sieci, których elementy k są równe: ( ) ( δ δ ) N Gkn cos δ k δ n + Pk ( U, δ ) = U k U n, (6) n= 1 B kn sin k n ( ) ( δ δ ) N Gkn sin δ k δ n + Qk ( U, δ ) = U k U n, (7) n= 1 B kn cos k n gdzie G kn, B kn - konduktancja i susceptancja gałęzi pomiędzy węzłami k i n. h x u - wektor ograniczeń nierównościowych: (, ) gdzie: ( U, δ ) (, ) S U δ S, (8) max U U U, (9) min max P P P, (10) gmin g gmax Q Q Q, (11) gmin g gmax S - wektor mocy pozornych przepływających gałęziami sieci, S max - wektor dopuszczalnych mocy pozornych, wynikający z obciążalności długotrwałych gałęzi sieci. 3. ZAŁOŻENIA PRZYJĘTE DO ANALIZY Główne założenia przyjęte do analizy są następujące: 1. Analizie poddano obecny układ sieci przesyłowej i 110 kv (nie uwzględniający planowanej modernizacji i rozwoju). Obliczenia wykonano dla warunków pracy KSE na szczyt zimowy i szczyt letni w układach pracy normalnej (bez wyłączeń) oraz w stanach n-1, polegających na wyłączeniu pojedynczych elementów sieci.
2. Elektrownie wiatrowe zostały przyłączone do stacji węzłowych 110 kv (co najmniej trzy linie 110 kv) oraz do poszczególnych rozdzielni stacji NN/110 kv. Elektrowni wiatrowych nie przyłączano w obszarach zurbanizowanych, gdzie lokalizacja elektrowni wiatrowych nie byłaby możliwa. 3. Utrzymano wymianę mocy z zagranicą na poziomie istniejącym przed przyłączeniem elektrowni wiatrowych (przesuwniki fazowe na liniach wymiany). 4. WYBRANE WYNIKI ANALIZY Wyniki przeprowadzonych analiz są bardzo obszerne. W niniejszym artykule z powodu ograniczonego miejsca przedstawiono jedynie wyniki najważniejsze. W tabeli 1 podano generację mocy w elektrowniach systemowych i wiatrowych oraz wirującą rezerwę mocy w elektrowniach systemowych jako procent mocy generowanej w elektrowniach wiatrowych, której utrzymanie jest niezbędne z powodu niestabilnej, zależnej od siły wiatru generacji mocy w elektrowniach wiatrowych. Z tabeli tej widać, że przy optymalnym rozłożeniu obciążenia na jednostki wytwórcze: systemowe i wiatrowe, możliwe jest w obecnym układzie KSE przyłączenie ok. 12,8 GW w elektrowniach wiatrowych. Przy takiej mocy z elektrowni wiatrowych zapewniona jest rezerwa wirująca w elektrowniach systemowych, wynosząca 8 mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe. W opinii ekspertów uznaje się, że taki poziom rezerwy mocy jest wystarczający dla utrzymania bezpieczeństwa elektroenergetycznego systemu w warunkach pracy elektrowni wiatrowych. Na rysunku 2 przedstawiono graficznie wartości mocy i rezerwy na poszczególnych obszarach PSE- Operator w szczycie zimowym i letnim. Można przyjąć, że możliwy poziom mocy zainstalowanej wymiarują warunki pracy systemu elektroenergetycznego w szczycie zimowym. W szczycie letnim obciążalności linii są mniejsze niż w szczycie zimowym jednak z powodu zmniejszonej wietrzności generacja mocy w elektrowniach wiatrowych wynosi w tym okresie ok. 3 mocy zainstalowanej. Wyniki przedstawione w tabeli 1 świadczą o tym, że w okresie szczytu letniego możliwe byłoby wyprowadzenie mocy z elektrowni wiatrowych na poziomie ok. 9,6 GW co stanowi ok. 75% mocy z elektrowni wiatrowych w szczycie zimowym, jest to zatem znacznie więcej w porównaniu do zmniejszonej generacji w elektrowniach wiatrowych w okresie letnim. Na rysunku 3 przedstawiono histogramy stopni obciążenia (w odniesieniu do obciążalności długotrwałych) linii przesyłowych i 110 kv w układzie bez i. Z histogramów tych wynika, że generacja mocy z elektrowni wiatrowych uwalnia zdolności przesyłowe linii powodując bardziej ich równomierne obciążenie. Wynika to z bardziej równomiernego rozłożenia w sieci generacji mocy z elektrowni wiatrowych. Powoduje to korzystne zmniejszenie strat mocy. W układzie na szczyt zimowy o ok. 382 MW, natomiast w układzie na szczyt letni o ok. 390 MW. W tabeli 2 podano zakres niezbędnej modernizacji sieci dla przyłączenia mocy ok. 12,8 GW z elektrowni wiatrowych. Modernizacja sieci, przedstawiona w tej tabeli, wynika ze stanów n-1. W widać, niezbędna modernizacja obejmuje jedynie sieć 110 kv a jej zakres nie jest duży. Polega głównie na dostosowaniu 66 linii do wyższej temperatury pracy a w przypadku 26 linii konieczne byłyby wymiany przewodów na wysokotemperaturowe.
Tabela 1 Generacja mocy w elektrowniach systemowych i wiatrowych oraz rezerwa mocy na poszczególnych obszarach PSE-Operator Obszar Systemowe [MW] Szczyt zimowy Wiatrowe [MW] Rezerwa [%] Systemowe [MW] Szczyt letni Wiatrowe [MW] Rezerwa [%] PSE-Centrum 3 330 3 091 81 2 507 2 377 66 PSE-Wschód 1 752 1 986 79 1 378 1 382 86 PSE-Południe 3 850 3 368 99 3 239 2 371 119 PSE-Zachód 2 815 2 443 101 2 310 1 797 108 PSE-Północ 179 1 922 12 198 1 703 26 Łącznie 11 926 12 810 79 9 632 9 630 83 1,8 18% 26 % 0,2 25% 66% 2,5 2,4 108 % 2,3 1,8 19% 86% 1,4 1,4 119 % 1 3,2 2,4 Udział generacji elektrowni wiatrowych na obszarze: PSE PÓŁNOC 25% PSE CENTRUM PSE WSCHÓD PSE POŁUDNIE PSE ZACHÓD moc generacji elektrowni systemowych [GW] moc generacji elektrowni wiatrowych [GW] rezerwa mocy wirującej w elektrowniach systemowych Rys. 2. Generacja mocy w elektrowniach systemowych i wiatrowych oraz rezerwa mocy i podział procentowy generacji mocy z elektrowni wiatrowych na obszarach PSE-Operator, odpowiednio w szczycie zimowym i letnim
9% 8% 7% 6% 5% 3% 3% 1% 1% 8% 1 7% 1 6% 1 5% 8% 3% 6% 1% 9% 8% 7% 6% 5% 3% 1% Rys. 3. Histogramy obciążenia linii w układzie normalnym na szczyt zimowy i bez elektrowni wiatrowych, kolejno na obszarach PSE-Operator: Centrum, Wschód, Południe, Zachód, Północ Tabela 2 Niezbędna modernizacja linii 110 kv w układzie Rodzaj modernizacji Dostosowanie do temperatury pracy +60 o C Dostosowanie do temperatury pracy +80 o C Wymiana przewodów na wysokotemperaturowe Liczba linii 56 10 26
5. UWAGI DO WYNIKÓW I KIERUNKI DALSZYCH BADAŃ Przedstawione w niniejszym artykule wyniki dotyczą obecnego układu krajowego sieci przesyłowej i 110 kv. W następnych latach, w etapach do 2015 r. i następnie do roku 2020 spodziewany jest znaczny rozwój sieci przesyłowej, szczególnie w obszarze północno-środkowym Polski, czyli tam gdzie istnieją najlepsze warunki. Rozwój sieci przesyłowej jest przewidywany także z powodu konieczności poprawy zdolności przesyłowych sieci dla przyłączenia elektrowni wiatrowych. Przewidywane jest także przyłączenie do KSE nowych jednostek wytwórczych konwencjonalnych odbudowujących ale także zwiększających moc elektrowni systemowych. Zwiększenie mocy w elektrowniach systemowych stworzy lepsze warunki utrzymywania rezerwy mocy stabilizującej produkcję mocy w elektrowniach wiatrowych. W takiej sytuacji należałoby się spodziewać, że potencjał mocy z elektrowni wiatrowych możliwy do przyłączenia w latach następnych będzie jeszcze większy. Należy podkreślić, że przedstawione wyniki obejmują przypadek optymalnego rozłożenia obciążenia na jednostki wytwórcze w KSE, zapewniającego dotrzymanie wymagań technicznych. Wykonanie takiej analizy byłoby najbardziej efektywne dla pokazania potrzeb systemowych przyłączenia nowych źródeł wytwórczych, w tym elektrowni wiatrowych. Wyniki takiej analizy określałyby bowiem moc nowych źródeł wytwórczych, której przyłączenie byłoby korzystne dla pracy systemu elektroenergetycznego a zatem byłyby niezwykle przydatne przy wydawaniu warunków przyłączenia. Ciekawe byłoby porównanie obecnie wydanych warunków przyłączenia z optymalnego rozłożenia obciążenia na jednostki wytwórcze, przedstawionymi w niniejszym artykule. Z powodu braku dostępu do szczegółowych informacji o wydanych warunkach przyłączenia autorzy niniejszego artykułu takiego porównania nie mogli wykonać. Kolejnym ciekawym kierunkiem dalszych badań byłoby arbitralne uwzględnienie podziału procentowego generacji mocy z elektrowni wiatrowych na obszary PSE-Operator. W analizie przedstawionej w niniejszym artykule wyznaczono maksymalną możliwą moc generowaną przez elektrownie wiatrowe, nie uwzględniającą warunków wiatrowych na poszczególnych obszarach Polski. W dalszych badaniach można by przyjąć takie arbitralne rozłożenia generacji z elektrowni wiatrowych na obszarach PSE: Centrum, Wschód, Południe, Zachód i Północ odpowiednio, np. 5%, 5%, 15%, 25% i 5. Taki podział odpowiadałby warunkom wiatrowym w Polsce i jak widać znacznie się różni od podziału optymalnego wynikającego z potrzeb i możliwości przesyłowych KSE. 3. PODSUMOWANIE Na podstawie przeprowadzonej analizy można sformułować następujące najważniejsze uwagi i wnioski: 1. Moc z elektrowni wiatrowych możliwą do przyłączenia w obecnym układzie KSE można szacować na poziomie ok. 12,8 GW. 2. Zakres niezbędnej modernizacji sieci, zapewniający wyprowadzenie ok. 12,8 GW mocy z elektrowni wiatrowych, także w stanach n-1, jest niewielki i obejmuje jedynie sieć 110 kv. Polega on na dostosowaniu 66 linii do wyższej temperatury pracy a w przypadku 26 linii konieczne byłyby wymiany przewodów na wysokotemperaturowe.
3. Przyłączenie elektrowni wiatrowych umożliwia bardziej równomierne obciążenie linii i tym samym uwolnienie zdolności przesyłowych oraz zmniejszenie strat mocy: w szczycie zimowym o ok. 382 MW oraz w szczycie letnim o ok. 390 MW. 4. Zaprezentowana w niniejszym artykule metodyka analizy jest efektywnym narzędziem określania potencjału mocy wytwórczej korzystnej do przy łączenia w poszczególnych węzłach sieci oraz zapewniającej dotrzymanie wymagań technicznych. Efektywne byłoby jej wykorzystanie przy określaniu warunków przyłączenia oraz dla potrzeb publikacji mocy możliwej do przyłączenia w poszczególnych węzłach sieci, wymaganej od PSE-Operator ustawą Prawo energetyczne. 5. Celowe jest pogłębienie analizy przedstawionej w niniejszym artykule przede wszystkim o: uwzględnienie rozłożenia mocy z elektrowni wiatrowych na poszczególne obszary Polski, wynikającego z warunków wiatrowych, wykonanie analizy w warunkach przewidywanego rozwoju sieci przesyłowej i rozwoju jednostek wytwórczych w elektrowniach systemowych a także uwzględnienie wydanych już warunków przyłączenia nowych jednostek wytwórczych, w tym przede wszystkim elektrowni wiatrowych. LITERATURA [1] Aguado J.A., Quintana V.H., Conejo A.J.: Optimal power flows of interconnected power systems. IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, vol. 2, 1999 [2] Buchta F.: Optymalizacja strategii rozwoju sieci przesyłowej w warunkach rynkowych z uwzględnieniem ryzyka. Zeszyty Naukowe Politechniki Śląskiej s. Elektryka, z. 199, Gliwice 2006 (monografia) [3] Dancre M., Tournebise P., Panciatici P.: Optimal Power Flow applied to state estimation enhancement. 14th PSCC, Sevilla, 28-29 Jun 2002 [4] Pure Power,Wind energy targets for 2020 and 2030. A report by the European Wind Energy Association, 2009