ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE REALNA OCENA MOŻLIWOŚCI WYTWÓRCZYCH Autorzy: Piotr Kacejko, Michał Wydra ( Rynek Energii nr 2/2) Słowa kluczowe: generacja wiatrowa, farmy wiatrowe Streszczenie. W artykule dokonano oceny możliwości energetyki wiatrowej w Polsce, w oparciu o przebiegi prędkości wiatru z lat 26, 27, 28 uzyskane z atlasu wiatru Anemos. Pod uwagę wzięto farmy wiatrowe które posiadają aktualne warunki przyłączenia do sieci WN. Analiza uwzględnia typy turbin wiatrowych przewidzianych do instalacji w farmach. Uzyskane wyniki poddano analizie oraz postawiono wnioski mające na celu określenie realnych wartości mocy i energii, która może być wprowadzona do systemu elektroenergetycznego jako efekt pracy tych obiektów.. WSTĘP W okresie ostatnich lat obserwuje się w Polsce ogromne zainteresowanie energetyką wiatrową. Wiele przedsiębiorstw, spółek i osób fizycznych podejmuje kroki mające na celu zainicjowanie budowy farm wiatrowych. Wiele emocji i kontrowersji wzbudza szacowanie możliwości energetyki wiatrowej w Polsce. Spójną metodykę wypracowało w tym zakresie PSEW, publikując szereg prognoz i analiz miedzy innymi []. Prezentowany artykuł nie jest prognozą, tylko próbą oceny czego można się spodziewać, z obiektów energetyki wiatrowej, które bądź zostały oddane do użytku, bądź dla których inwestorzy wykonali szereg kroków przygotowawczych. W momencie opracowywania niniejszego artykułu (styczeń 2) podmiotom ubiegającym się o przyłączenie ponad 2 obiektów do sieci przesyłowej oraz sieci kv, wydano dokumenty zwane warunkami przyłączenia. Oznacza to dość istotny (choć jeszcze odległy od celu, którym jest pozwolenie na budowę) stan zaawansowania etapu wstępnego tych inwestycji. Moc znamionowa siłowni wiatrowych przewidzianych do zainstalowania w zidentyfikowanych obiektach to ponad 2 MW. Według niektórych publikacji [] możliwe jest przyłączenie do KSE farm wiatrowych o takiej właśnie mocy, według innych źródeł przekracza ona możliwości przyłączeniowe systemu ponad dwukrotnie. Zdając sobie sprawę, że realia ekonomiczne i formalno prawne dokonają jeszcze głębokiej weryfikacji wszystkich rozpatrywanych projektów, autorzy artykułu postawili sobie za cel określenie, na jaki efekt energetyczny można potencjalnie liczyć, gdyby wszystkie te inwestycje zostały zrealizowane zgodnie z zmierzeniami inwestorów zarówno co do lokalizacji jak i co do wielkości farm. Przez termin efekt energetyczny rozumiano nie tylko ilość energii wyprodukowaną w elektrowniach i farmach wiatrowych (umiejętność jej szacowania ze wzoru E = P FW 2 opanował każdy zainteresowany), ale także rozkład mocy możliwej do uzyskania w skali roku. Powyższe zadanie nie jest łatwe, jeśli weźmie się pod uwagę fakt, że jego rozwiązanie wymaga precyzyjnej lokalizacji wszystkich obiektów na obszarze Polski oraz, co znacznie bardziej istotne, znajomości dla każdego z nich rocznych rozkładów wietrzności. Autorzy dysponowali informacją o lokalizacji obiektów jako współpracownicy PSE-Opertor SA i dla każdego obiektu, na podstawie analizy topograficznej, ustalono charakterystyczny punkt w terenie stanowiący jego reprezentację w rozważaniach. Niniejsze działania prowadzone dla celów badawczych nie naruszają odpowiednich klauzul poufności, a szczegóły lokalizacyjne farm nie będą omawiane w żadnym miejscu niniejszego artykułu. Metodę oszacowania warunków wiatrowych dla każdej rozpatrywanej lokalizacji oparto na atlasie wietrzności przestawionym w dalszej części rozważań.
2. MODELOWANIE WARUNKÓW WIATROWYCH POLSKI Na potrzeby niniejszej analizy wykorzystano numeryczny Atlas Wiatru firmy ANEMOS [2] posiadający certyfikat niemieckiego centrum DAR. Atlas ten (w gruncie rzeczy jest to specjalne oprogramowanie wraz z bazą danych) pozwala na odtworzenie ex-post prędkości i kierunku wiatru w węzłach siatki o boku 5 km pokrywającej terytorium Polski. Oprogramowanie wykorzystuje trójwymiarowy model stanu atmosfery Ziemi, dostępny co 6 godzin z rozdzielczością 2,5 stopnia, znany jako NCAR/NCEP Reanalysis Data, udostępniany przez NOAA-CIRES Climate Diagnostics Center, Boulder, Colorado, USA. Na podstawie niniejszego modelu są tworzone warunki brzegowe będące warunkami początkowymi symulacji nie-hydrostatycznego modelu atmosfery MM5. Model MM5 powstał w wyniku współpracy Pennsylvania State University i University Cooperation for Atmospheric Research (UCAR) i pozwala na uzyskanie rozdzielczości horyzontalnej 5 x 5 kilometrów. Zmienne wyjściowe pochodzące z symulacji modelu są zapisywane co minut, dla różnych wysokości np. 36 m, 87 m, 52 m. Wartości na poziomach pośrednich, są wyznaczane przy pomocy algorytmów interpolacyjnych. Poziom gruntu został pobrany z SRTM (Shuttle Radar Topography Mission, USGS EROS Data Center) oraz interpolowany na siatkę modelu. Dane topograficzne zostały pobrane w roku 2 z rozdzielczością powierzchniową ok. 9 m natomiast rozdzielczość pionowa wynosiła m. Warunki nierówności terenu (szorstkość) oraz informacje na temat roślinności w obszarze zainteresowań zostały uzyskane na podstawie zbioru danych CORINE opracowanych przez European Environment Agency (EEA). Warunki nierówności terenu zostały opracowane na podstawie pracy satelity LANDSTAT 7 w skali : o siatce m. Niniejszy atlas wiatru nie reprezentuje potencjału wiatru w wyszczególnionym punkcie i nie zastępuje wyników rzeczywistych pomiarów. Dane uzyskane z atlasu Anemos można rozważać w kategoriach zgrubnego oszacowania warunków wiatrowych w punktach siatki o boku 5 km. Pozwala to na szybką estymację warunków wiatrowych w wielu lokalizacjach, w celu uzyskania poglądu dotyczącego rozkładu potencjału wiatru w skali rozległego obszaru. Tak też wykorzystano możliwości atlasu w przypadku lokalizacji ponad 2 farm na terenie Polski. Wykorzystane w analizie przebiegi czasowe zmienności prędkości wiatru rozpatrywano dla lat 26, 27, 28. 3. SYMULACJA MOŻLIWOŚCI GENERACJI WIATROWJ W POLSCE Wartości energii i mocy możliwej do wyprodukowania w farmach wiatrowych zlokalizowanych na terenie Polski wyznaczano dla 27 farm, które do stycznia 2 roku uzyskały warunki przyłączenia do sieci przesyłowej i kv. Autorzy w pełni zdają sobie sprawę z faktu, że nowelizacja ustawy Prawo energetyczne oraz inne uwarunkowania, mogą bardzo znacząco zmieniać kształt listy najbardziej zaawansowanych projektów. Dlatego też, co należy wyraźnie podkreślić, analiza niniejsza nie jest traktowana jako prognoza, ale jako studium poglądowe. Zakładając, że rozpatruje się j-ty interwał minutowy (spośród TP = 5256 tworzących okres roku), średnią moc dziesięciominutową z krajowych farm wiatrowych wyznaczano ze wzoru FW P ( j) = P f ( j) k ( ν ) () W nfi Fi i RFi i= przy czym P nfi oznacza moc znamionową i-tej farmy, f Fi jej charakterystykę wytwarzania ustaloną na podstawie zadeklarowanego przez inwestora typu siłowni, ν i ( j) jest prędkością wiatru wyznaczoną z zasobów atlasu Anemos dla węzła siatki 5x5 km położonego najbliżej punktu reprezentującego i-tą
farmę, współczynnik k RFi =, 75 uwzględnia zmniejszenie mocy wypadkowej farmy wynikające w powodu ograniczeń w dyspozycyjności siłowni, terenowego zróżnicowania położenia poszczególnych siłowni, efektu podkradania itp., FW=27 określa liczbę farm. Tabela Zestawienie wyników estymacji generacji wiatrowej dla prędkości wiatru z lat 26, 27, 28 (rozpatrywana moc zainstalowana P nf =2 4 MW) Opis Wiatr, rok 26 Wiatr, rok 27 Wiatr, rok 28 Wiatr, lata 26, 27, 28 Wartość średnia mocy z FW za rok, MW 2876 3296 3292 354 Odchylenie standardowe mocy z FW, MW 225 2532 2394 235 Roczna wartość energii z FW, GWh 2587 28874 2893 27658 Roczny czas użytkowania mocy zainstalowanej, h 274 2378 238 2278 Krajowa produkcja energii elektrycznej brutto w GWh przewidywana na rok 22, wg [9] 693 693 693 693 Procentowy udział energii elektrycznej z FW w stosunku do produkcji elektrycznej brutto Procentowy udział energii elektrycznej z OZE ogółem wskazany w [9] dla spełnienia celów indykatywnych UE 4,9% 7,% 7,% 6,3% 8,4% 8,4% 8,4% 8,4% Roczną wartość energii uzyskanej z rozpatrywanych farm wyznacza się poprzez sumowanie energii wyprodukowanej podczas dziesięciominutowych interwałów, czyli w TP w ( ) (2) E = P j T j= Wyniki uzyskane w rezultacie tak przeprowadzonej analizy pokazano w tabeli oraz na rysunkach, 2 i 3. Z danych zwartych w tabeli wynika, że szacowanie rocznego czasu wykorzystania mocy zainstalowanej farm wiatrowych na poziomie 2 22 godzin jest w warunkach Polski, przy wszystkich uproszczeniach, podejściem poprawnym. Jego weryfikacja została dokonana dla bardzo rozległej populacji farm i ogromnej liczby danych określających wietrzność (łącznie zasymulowano 34 miliony odczytów). Uruchomienie do 22 roku wszystkich farm, dla których określono warunki przyłączenia do sieci, mogłoby mieć istotny wpływ na wypełnienie przez Polskę zobowiązań zawartych w dyrektywach UE [3] i dostosowanych do nich planach polityki energetycznej [9]. Z tabeli wynika bowiem, że zakładając hipotetycznie plany przyłączeniowe inwestorów za możliwe do zrealizowania,
w 22 roku aż 9% energii elektrycznej z OZE mogłoby pochodzić z farm wiatrowych. Jest to wyraźnie więcej niż zakłada się w PEP [9], gdzie dla wiatraków przewiduje się około 5% energii elektrycznej pochodzącej z OZE. Wierząc w wolnorynkowy charakter polskiej gospodarki, nie można mieć złudzeń, że szeroko rozumiani decydenci mają bardzo wiele instrumentów, aby powyższe założenie urealniać (lub rzeczywiste trendy dopasowywać do założeń). Nie można jednak nie zauważać rozbieżności pomiędzy prognozami zawartymi w PEP, a trendami i możliwościami energetyki wiatrowej pokazanymi jako rezultat niniejszych analiz, w znacznej mierze zbieżnymi z [] oraz [7]. 4. ROCZNA ZMIENNOŚĆ MOCY ELEKTROWNI WIATROWCH W PERSPEKTYWIE ROKU 22 Na rysunkach, 2 i 3 przedstawiono roczne hipotetyczne przebiegi mocy z farm wiatrowych wyznaczone dla prędkości wiatru z lat 26, 27 i 28. Na pierwszy rzut oka widoczna jest, typowa dla energetyki wiatrowej, ogromna zmienność możliwości produkcyjnych, dająca się zaobserwować niezależnie od pory roku (przebiegi tworzono według chronologii od stycznia do grudnia). Średnioroczne wartości mocy z farm wiatrowych nieznacznie przekraczają wartość 3 MW. Oczywiście generalna prawidłowość [7] mówiąca o mniejszych możliwościach wiatraków w okresie letnim jest potwierdzona, choć i w tym okresie mogą zaistnieć krótkotrwale możliwości generacji mocy o dużej wartości. 9 Estymowana generacja wiatrowa w roku 26 Wartość średnia GW (2876 MW) Odchylenie standardowe GW (225 MW) 8 Moc FW MW 7 6 5 4 3 2.5.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 Kolejne próbki co min Rys.. Przebieg symulowanej zmienności sumarycznej mocy generowanej w farmach wiatrowych na podstawie danych wiatrowych z roku 26 x 4 9 Estymowana generacja wiatrowa w roku 27 Wartość średnia GW (3296 MW) Odchylenie standardowe GW (2532 MW) 8 Moc FW MW 7 6 5 4 3 2.5.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 Kolejne próbki co min Rys. 2. Przebieg symulowanej zmienności sumarycznej mocy generowanej w farmach wiatrowych na podstawie danych wiatrowych z roku 27 x 4
9 Estymowana generacja wiatrowa w roku 28 Wartość śrdenia GW (3292 MW) Odchylenie standardowe (2394 MW) 8 Moc FW MW 7 6 5 4 3 2.5.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 Kolejne próbki co min Rys. 3. Przebieg symulowanej zmienności sumarycznej mocy generowanej w farmach wiatrowych na podstawie danych wiatrowych z roku 28 x 4 Wartości mocy dziesięciominutowych z farm wiatrowych pochodzące z kolejnych lat (dla każdego roku zbiór liczący 5256 elementów) poddano obróbce statystycznej, a jej wyniki w przedstawiono w postaci histogramów. Z uwagi na ich podobieństwo poniżej przedstawiono histogram odpowiadający symulowanej generacji według danych o wietrzności z 26 r. 2.5 x -4 Generacja wiatrowa w roku 26 Rozkład Gamma Gęstość prawdopodobieństwa 2.5.5 2 3 4 5 6 7 8 9 Sumaryczna moc GW MW Rys. 4. Histogram częstości występowania poszczególnych wartości mocy sumarycznej generacji wiatrowej w Polsce uzyskany dla wietrzności z 26 roku Analiza umożliwia łatwą estymację parametrów rozkładu prawdopodobieństwa wystąpienia generacji mocy z farm, w przedziale (, P ( j) P k ), czyli do wartości maksymalnej wynoszącej W FW = 9 MW. Jest to rozkład gamma. Dla danych z roku 26 rozkład taki, ma postać: i= nfi Γ RFi x a b f ( x) = x e a b gdzie współczynniki funkcji mają następujące wartości: a=,626, b=795,78, Γ(. ) funkcja gamma [5]. Interesującą informację dotyczącą zmienności mocy dostępnej z farm wiatrowych w skali roku dostarcza także w ujęciu statystycznym skumulowany rozkład gęstości prawdopodobieństwa jej występowania. Dystrybuanta rozkładu prawdopodobieństwa podanego w postaci wyrażenia (3) ma postać ( a) (3)
x t a b F ( x) = t e dt a b ( a) Γ (4) której odpowiada (dla tych samych wartości współczynników) wykres przedstawiony na rys.5. Jak można zauważyć, prawdopodobieństwo wystąpienia mocy o wartości mniejszej niż 6 MW (czyli 5% mocy zainstalowanej) jest bardzo wysokie i wynosi,9. Zamieszone na rysunkach, 2, 3 przebiegi roczne można przedstawić w postaci uporządkowanej rys. 6. Postać wykresu mocy uporządkowanej odpowiada podobnym wykresom zamieszczonym w [] uzyskanym na podstawie rzeczywistych pomiarów wiatru i mocy z farm niemieckich i duńskich. Weryfikuje to pozytywnie przedstawioną metodę analizy możliwości generacji wiatrowej w Polsce. Co więcej, stanowi potwierdzenie tezy, że rozpatrywanie wartości mocy generowanej w farmach wiatrowych na poziomie większym niż 5% mocy zainstalowanej (lecz mniejszym od 75%, w rozpatrywanym przypadku jest to moc powyżej 6 MW) dotyczy okresu 5 godzin w roku. Generacja wiatrowa w roku 26 Skumulowana gęstość prawdopodobieństwa.9.8.7.6.5.4.3.2. 2 3 4 5 6 7 8 9 Sumaryczna moc GW MW Rys. 5. Dystrybuanta rozkładu prawdopodobieństwa wystąpienia określonych wartości mocy w farmach planowanych do przyłączenia do KSE, wg wietrzności dla roku 26 Jest to bardzo istotna informacja, bowiem jeśli weźmie się pod uwagę zmienność obciążenia systemu elektroenergetycznego, może się okazać że problemy bilansowania mocy dostępnej z farm oraz mocy elektrowni konwencjonalnych, których utrzymanie w ruchu jest konieczne w celu utrzymania bezpiecznych warunków pracy systemu, dotyczą hipotetycznych sytuacji, których realne prawdopodobieństwo wystąpienia można oceniać na 2 godzin rocznie. Moc generacji wiatrowej MW 9 8 7 6 5 4 3 2 rok 26 rok 27 rok 28 2 3 4 5 6 7 8 9 Godziny w roku Rys. 6. Uporządkowane wykresy sumarycznej mocy generacji wiatrowej uzyskane z symulacji z podziałem na lata 26, 27, 28
A przecież w takich sytuacjach warto skorzystać z innej właściwości siłowni wiatrowych pełnej sterowalności i możliwości ograniczania wytwarzanej w nich mocy, licząc że obowiązek odbioru mocy z farm wiatrowych zwarty w zapisach ustawy Prawo energetyczne zostanie zweryfikowany i dopasowany do realnych możliwości bilansowych SEE [4]. 5. PODSUMOWANIE Na podstawie planów inwestycyjnych dotyczących farm wiatrowych, dla których wydane zostały warunki przyłączenia do sieci (2 MW), można oszacować ilość wytworzonej w nich energii. Obliczenia symulacyjne przeprowadzone na podstawie analizy rzeczywistej lokalizacji planowanych farm oraz historycznych danych dotyczących prędkości wiatru w Polsce (dane z 26, 27, 28) wskazują, że energii tej może być 24 GWh, co znacząco przekracza wielkości szacowane w dokumencie rządowym [9]. Roczny rozkład mocy dostępnej z farm wiatrowych szacowany na podstawie tych samych danych i przy tych samych założeniach, wskazuje że wartość mocy przekraczająca 5 % mocy zainstalowanej z prawdopodobieństwem wynoszącym,9 nie zostanie przekroczona, lub inaczej jej przekroczenie może mieć miejsce w okresie rzędu godzin w ciągu roku. Analiza możliwości bilansowania mocy wytwarzanej w farmach wiatrowych oraz w elektrowniach konwencjonalnych powinny brać pod uwagę rzeczywiste możliwości generacyjne farm wiatrowych i nie powinno bazować (co czasem się czyni) na sumarycznej wielkości mocy znamionowych farm Zbadanie korelacji zapotrzebowania na moc w skali roku z rozkładem możliwości wytwórczych farm wiatrowych planowanych w Polsce jest kolejnym zadaniem badawczym, które autorzy niniejszego artykułu realizują z pomocą systemu Anemos. LITERATURA [] Buchta F., Jaroń M., Morkisz J., Gąszczak B.: O potencjale technicznym przyłączenia elektrowni wiatrowych do krajowego systemu elektroenergetycznego, Rynek Energii, Nr 2, kwiecień 2. [2] Documentation Anemos Wind Atlas for Poland, Document No PL 9442 3288 Rev WA MS, Gesellschaft fur Umweltmeterologie mbh, November 29. [3] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 29/28/WE z 28 kwietnia 29 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. [4] Kacejko P., Pijarski P. Przyłączanie farm wiatrowych ograniczenia zamiast przewymiarowanych inwestycji. Rynek Energii 29, nr. [5] Klonecki W.: Statystyka dla inżynierów, PWN, Warszawa 999. [6] Korab R.: Zdolności przyłączeniowe krajowej sieci 4 i 22 kv, Rynek Energii 2, nr 2. [7] Lubośny Z.: Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 29. [8] Paska J., Kłos M.: Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym stan obecny i perspektywy, stosowane generatory i wymagania. Rynek Energii 29, nr 5. [9] Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 23 r., Zał. Nr 2 do dokumentu Polityka Energetyczna Polski do 23 r., Ministerstwo Gospodarki, Warszawa sierpień 29. [] Wind Power in Power Systems, editor T. Ackerman, John Wiley and Sons, Ltd, 28. [] Wizja rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce do 22 r., Raport Instytutu Energetyki Odnawialnej dla PSEW, Warszawa 29.
This work was originated during evaluation of research and development project under Grant N R 2 6/29 WIND ENERGY IN POLAND REAL ESTIMATION OF GENERATION POSSIBILITIES Key words: wind generation, wind atlas, statistical analysis Summary. The abilities of wind power generation in Poland based on wind speed variations obtained from Anemos Wind Atlas for Poland from 26, 27 and 28 year was inspected. The wind farms with issued actual conditions of interconnection into the HV grid was taken into consideration. The analysis took into account different wind turbine types planned to be installed on mentioned farms. Achieved results was analyzed and conclusions were proposed in order to determine real values of powers and energies which could be injected into the system as a result of its operation. Piotr Kacejko, prof. dr hab. inż., Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, e-mail: p.kacejko@pollub.pl Michał Wydra, dr inż., Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, e-mail: m.wydra@pollub.pl