Mikrogeneracja - jak jej sprostać? Autorzy: Mieczysław Wrocławski Energa-Operator SA, Magdalena Krauwicka Biuro PTPiREE ( Energia Elektryczna kwiecień 2013) Trwają prace nad nową Ustawą o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE). Jej przyjęcie w kształcie proponowanym przez Ministerstwo Gospodarki niewątpliwie spowoduje gwałtowny rozwój tzw. mikrogeneracji. Proces ten, obejmujący przyłączanie mikroźródeł energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej bez wymogu wyrażenia zgody przez jej operatora, może mieć istotny wpływ na pracę sieci. Tymczasem nie jest on jednoznacznie definiowalny. W zależności od charakteru i rodzaju źródeł, masowości przyłączeń, parametrów sieci elektroenergetycznej i wielu innych czynników może mieć charakter pozytywny, ale pojawiać się mogą również efekty negatywne. Przy czym pozytywne dla jednej ze stron tego procesu, np. właścicieli źródeł, mogą mieć negatywne oddziaływanie na sieć, jak i innych odbiorców. Z punktu widzenia rozwoju mikroźródeł energii bardzo ważną zmianą wprowadzaną przez nową ustawę jest eliminacja wymogu prowadzenia działalności gospodarczej przez osobę sprzedającą nadwyżki energii z mikroinstalacji do sieci elektroenergetycznej. U odbiorców już przyłączonych, w przypadku gdy moc wnioskowanej instalacji jest nie większa niż moc przyłączeniowa odbiorcy, określona wcześniej w warunkach przyłączenia, nie jest wymagana weryfikacja obciążalności przyłącza i aparatury łączeniowo-zabezpieczeniowej. Przyłączenie mikroinstalacji następuje wówczas na podstawie zgłoszenia. Zarządzanie produkcją mikroźródeł za pomocą infrastruktury smart grid Infrastruktura smart grid, wobec możliwości komunikacji dwukierunkowej, a także rozwoju mikroźródeł i zasobników energii w sieci niskiego napięcia, powoduje, że już dziś można rozważać celowość takiego sterowania. Wdrożenie systemu sterowania źródłami mikrogeneracji może być alternatywą dla rozbudowy sieci. Przykładowo, panele fotowoltaiczne, które mogą stanowić ogromny udział w mikrogeneracji, przy dużym nasłonecznieniu będą generować duże ilości mocy, przez co niekorzystnie oddziaływać na sieć, powodując przeciążenia i wahania napięcia. Na rysunku 1 przedstawiono profil obciążenia gospodarstwa domowego o mocy umownej 4 kw i panelu PV o mocy znamionowej 4 kw. Są to wartości rzeczywiste pomierzone w słoneczny sierpniowy dzień.
Niezawodność dostawy energii elektrycznej Linie napowietrzne SN i nn są typowymi liniami elektroenergetycznymi dla krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) w obszarach pozamiejskich. Są one narażone na uszkodzenia mechaniczne, spowodowane warunkami atmosferycznymi, tj. wiatr, sadź, opady śniegu lub silny mróz. Każdorazowe uszkodzenie linii dla struktury promieniowej łączy się z pozbawieniem części użytkowników zasilania w energię elektryczną. Wskaźniki opisujące czas niedostarczenia energii elektrycznej w KSE są prawie
10-krotnie wyższe niż w państwach europejskich. Zagadnienie wzrostu pewności dostawy energii elektrycznej jest zatem niezmiernie ważne dla operatorów sieci. W obecnych rozwiązaniach wystąpienie nadmiernego zapotrzebowania w szczycie lub nadmiernej generacji ze źródeł odnawialnych (głównie wiatrowych i fotowoltaicznych) w warunkach minimalnego zapotrzebowania może wymusić odpowiednio wyłączenie odbiorców lub ograniczenie generacji ze źródeł odnawialnych. Są to działania niepożądane i akceptowalne jedynie w warunkach bezpośredniego zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu. Warto zatem poszukiwać nowych rozwiązań, zwiększających elastyczność systemu i ograniczających częstość i skalę występowania zagrożeń tego typu. Jednym z kierunków poszukiwania jest przebudowa modelu funkcjonowania sieci elektroenergetycznych i tworzenie lokalnych systemów, funkcjonujących jako wydzielone logicznie obszary bilansowania, w których będzie realizowane bieżące równoważenie wytwarzania z zapotrzebowaniem. Podstawy budowy takich obszarów stanowią rozwój technologii związanych z siecią inteligentną oraz magazynowaniem energii. Dzięki temu możliwe będzie zwiększenie niezawodności dostaw energii oraz poprawa bezpieczeństwa funkcjonowania sieci dystrybucyjnych i przesyłowych. W związku z coraz większym udziałem w generacji rozproszonej energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych, w których produkcja jest zależna od warunków atmosferycznych, powinno się dążyć do jej akumulowania. Dotyczy to zwłaszcza elektrowni wiatrowych i słonecznych. Zastosowanie magazynów energii jest korzystne z wielu powodów. Przede wszystkim ich istnienie umożliwia gromadzenie energii w okresach, kiedy jest jej nadmiar w systemie i wykorzystanie w czasie deficytu. Poza tym, magazyn energii może stanowić źródło rezerwy interwencyjnej w czasie nieplanowanych zmian generacji i (lub) obciążenia, a nawet w czasie awarii sieciowej czy systemowej. Dołączone do sieci OSD rozproszone zasobniki, magazynujące energię i współpracujące ze źródłami dołączonymi do sieci SN i nn, poprawiają bezpieczeństwo dostaw energii do odbiorców. Takim przykładem może być obszar bilansowania, który stworzono w Japonii. W związku z trzęsieniem ziemi, zostały wyłączone elektrownie jądrowe i nastąpił blackout. Obszar bilansowania, którego podstawą byty panele PV i zasobniki energii utrzymał zasilanie dla miasta. Częstotliwość obniżyła się tylko o 8 proc. Panele PV w sieci nn Wdrożenie systemu sterowania, ograniczającego moc paneli w sytuacji niekorzystnego ich oddziaływania na sieć, może być dla operatora ekonomicznie korzystniejsze niż przeprowadzanie modernizacji sieci, lecz powoduje ograniczenia dochodów prosumenta, a także stratę energii. Rozwiązanie stanowi instalowanie i sterowanie zasobnikami energii. Dla rzeczywistego fragmentu sieci, przedstawionego na rysunku 2, przeprowadzono pomiary i analizę przepływów energii.
Analizę przeprowadzono przy założeniu, że w każdym gospodarstwie zainstalowano panele PV w dwóch wariantach: Wariant 1 - o mocy równej mocy przyłączeniowej (w czarnych prostokątach) dla słonecznego sierpniowego dnia. Na rysunku 4 przedstawiono dobowe obciążenia stacji 15/0,4.
Wariant 2 - odbiorcy posiadający przyłącza trójfazowe i moc przyłączeniową większą, odpowiadającą tym przyłączom, zainstalują panele PV o mocy 40 kw. Przeprowadzono analizę napięciową dla godz. 16.00, kiedy było minimalne obciążenie w ciągu dnia i jeszcze utrzymywało się maksymalne nasłonecznienie i maksymalna generacja, dla godz. 17.00, w stanie przejściowym i o godz. 21.00 przy maksymalnym obciążeniu i zerowej generacji z PV. Wahania napięć nie przekroczyły 1,1 V, co jest dopuszczalne, wręcz niezauważalne przez odbiorcę. Powyższe przedstawia rysunek 3. Jak wynika z analizy, przyłączenia źródeł PV w granicach mocy przyłączeniowej nie powoduje problemów z wytrzymałością sieci, jak i nie wpływa ujemnie na warunki napięciowe dla odbiorców. Innym zagadnieniem są przepływy energii i jej straty, szczególnie podczas transformacji. W analizowanym fragmencie sieci występuje transformacja od strony sieci górnego napięcia, jak i odwrotne, zależnie od wielkości generacji i poboru energii przez odbiorców. Każda transformacja powoduje straty energii elektrycznej. Jak widać na rysunku 4, wielkość energii transformowanej do sieci SN jest zbliżona do energii pobieranej w pozostałych godzinach, a zwłaszcza w szczycie obciążenia, przez odbiorców z tej stacji. Zgromadzenie jej w zasobnikach i oddanie odbiorcom w szczycie obciążenia znacznie ograniczyłoby straty. Na takich obwodach w Japonii zbudowano lokalne obszary bilansowania, które utrzymały się, zasilając bezprzerwowo odbiorców podczas stanów kryzysowych. W wariancie 2, wystąpią wahania napięć w stopniu akceptowalnym przez odbiorców (rysunek 5), natomiast rozpływy mocy zmieniają się radykalnie (rysunek 6). Problem może wystąpić w pracy konwerterów. Potrzebny będzie inteligentny system ich regulacji i zarządzania nimi. To rola operatora lub agregatora.
Jak pokazano na rysunku 6, transformator zostanie znacznie przeciążony. Bez wymiany na jednostkę dwukrotnie większą ulegnie uszkodzeniu. Jest to obciążenie chwilowe. Co więcej, w ciepły, słoneczny dzień transformator również jest nagrzewany przez słońce i nie można zainstalować jednostki mniejszej, licząc na chłodzenie zewnętrzne. Transformator tak przewymiarowany w stosunku do codziennego obciążenia (ok. 3 proc. czasu w skali roku) będzie generował duże straty jałowe, a w czasie dużej generacji PV duże straty związane z transformacją w kierunku napięcia górnego. Podsumowanie Przeprowadzone analizy obejmują zaledwie wycinek prac, jakie są niezbędne, by zapewnić bezpieczne przyłączanie i współpracę mikroźródeł z siecią elektroenergetyczną. Większość wniosków z prowadzonych prac badawczo-rozwojowych oraz pilotażowych wdrożeń wskazuje na zasadnicze znaczenie właściwego sterowania i bilansowania wytworzonej energii w skali lokalnej dla uniknięcia stanów niekorzystnych dla sieci oraz odbiorców. Szczególną rolę w tym zakresie odegrają zasobniki energii, zarówno stacji transformatorowych, jak i mikroźródeł. Ich właściwe wykorzystanie pozwoli zarówno na ograniczenie strat energii, efektywniejsze dysponowanie energią odnawialną oraz konwencjonalną, jak też uniknięcie trudnych i kosztownych inwestycji związanych z przebudową sieci. Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej oraz operatorzy systemu dystrybucyjnego już od dłuższego czasu prowadzą działania, mające na celu zdiagnozowanie punktów krytycznych wynikających z przewidywanego intensywnego rozwoju mikrogeneracji w Polsce oraz przygotowanie sieci elektroenergetycznej do przyjęcia energii
wytworzonej w ogromnej liczbie zarówno stabilnych, jak i niestabilnych źródeł. Działania te obejmują szczegółowe analizy wpływu mikroźródeł na pracę systemu elektroenergetycznego, opracowania służące określeniu optymalnych modeli współpracy wszystkich elementów nowego systemu (w tym wykorzystujących magazyny energii w różnych konfiguracjach), czy tworzenie rozwiązań pilotażowych (m.in. w zakresie lokalnych obszarów bilansowania) -zarówno na modelach laboratoryjnych, jak i w sieci dystrybucyjnej. Omawiane zagadnienia należą do kierunków, jakim w coraz większym zakresie przyznawane jest wsparcie, tj. poprawa efektywności energetycznej i wykorzystanie energii odnawialnej. Do ważniejszych z nich należą inwestycje w działania innowacyjne i rozwojowe, obejmujące inteligentne sieci energetyczne, których zasadniczymi elementami są zaawansowane technologie informatyczne i nowe rozwiązania techniczne, w tym magazynowanie energii oraz jej właściwe sterowanie i bilansowanie. Problemy energetyczno-klimatyczne, przed jakimi staje Polska oraz jej sektor energetyczny, są doskonałą okazją, by wydobyć nasz kraj z grupy najmniej innowacyjnych państw w Unii Europejskiej i wkroczyć na drogę intensywnego rozwoju, wykorzystującego rodzimy potencjał intelektualny, rezultaty impetu cyfrowego, rozwój technologiczny, a przy tym zapewnić możliwie najbardziej optymalną efektywność wykorzystania zasobów, jakimi dysponujemy, przy jednoczesnym wysokim poziomie jakości i bezpieczeństwa energetycznego. Rosnącą rolę w procesie unowocześnienia sektora energetycznego w Polsce, jak również przestawienia go na nowe tory, w tym trendów związanych z rozwojem mikrogenracji i roli prosumenta w systemie, odgrywają środki pomocowe. Już dziś płyną one wartkim strumieniem, a nowa perspektywa finansowa UE 2014-2020 zamieni go w rwącą rzekę, dostarczającą zwrotne i bezzwrotne formy pomocy ze źródeł krajowych i unijnych.