Techniczny aspekt polskiego Energiewende. Zaprezentowanie postępów prac w projekcie sesja naukowo-badawcza W IV sesji naukowo-badawczej moderowanej przez dr hab. Inż. Dariusza Baczyńskiego z Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej, uczestniczyli: Jerzy Dudzik, Dyrektor Departamentu Usług Operatorskich PSE, Fabian Joas, project manager, Energy Biznes Unit, Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit, Prof. Piotr Kacejko, rektor Politechniki Lubelskiej, Marek Maniecki, wiceprezes Globema, Grzegorz Mirosław, dyrektor Departamentu Sieci PGE Dystrybucja, Grzegorz Nowaczewski, prezes Zarządu Virtual Power Plant, Prof. Wiesław Nowak, profesor AGH, Tomasz Sierociński, starszy specjalista ds. analiz sieciowych Tauron Dystrybucja, Andrzej Szymański, prezes LandisGyr, Prof. Krzysztof Żmijewski, kierownik projektu SDZP, profesor Politechniki Warszawskiej Energiewende wymaga elastyczności W Niemczech planujemy uzyskiwać 42 do 45 proc, energii z OZE w 2040 r. mówił o doświadczeniach z wdrażania Energiewende Fabian Joas, project manager z Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit. Moc zainstalowana jest znacznie wyższa niż obciążenia szczytowe, w związku z czym produkujemy więcej energii niż potrzebujemy. Musimy zatem wypracować rozwiązania dotyczące tego, co mielibyśmy z tym nadmiarem energii robić. Musimy zarządzać stroną popytową wg mnie nad tym powinniśmy pracować. Możemy się pozbywać tej energii, co jest kosztowne, bo energia wyprodukowana nie jest za darmo, druga opcja to magazynowanie energii, również kosztowne. Trzecia opcja to sprzedaż tej energii naszym sąsiadom. W sezonie słonecznym energia może być bardzo niedroga dla konsumentów, natomiast w innych sezonach może być kosztowna. Kolejną możliwością jest elastyczny charakter podaży i popytu.
Profesor Wiesław Nowak z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie zwrócił uwagę, że polskie problemy z integracją energetyki odnawialnej są jeszcze na wcześniejszym etapie. Zamiast obaw o nadprodukcję "zielonej" energii w systemie, pojawia się pytanie, czy rozwoju mikroinstalacji OZE nie zatrzyma słaby rozwój sieci niskich i średnich napięć. W warunkach polskich rozwój infrastruktury sieciowej podyktowany był strukturą wytwarzania scentralizowaną energetyką wielkoskalową. W związku z tym struktury sieciowe, w szczególności średniego i niskiego napięcia, to struktury sztywne, które z punktu widzenia energetyki rozproszonej OZE muszą przestać być statyczne i stać się dynamiczne. Powstają tu zatem istotne problemy w zakresie funkcjonowania sieci, które mogą zostać rozwiązane pod względem technicznym, jeśli będziemy wiedzieli przede wszystkim wyraźnie, z jakimi źródłami, w czym i jak ta energia będzie produkowana. Czy to będzie intensywny rozwój mikroźródeł, a jeśli tak to w jakich technologiach, z jakimi mocami i w jakim czasie. Te problemy natury technicznej klasyfikuję jako problemy związane z obwodami pierwotnymi, czyli tam, gdzie ta energia przepływa, jak i obwodami wtórnymi, czyli warstwą związaną z informatyką, sterowaniem, zabezpieczeniami, pomiarami. W zakresie obwodów pierwotnych występują istotne zagadnienia związane z modernizacją istniejącej infrastruktury, ale tez instalowania nowszych urządzeń. Są też problemy związane np. z praca autonomiczną obszarów pod względem wytwarzania i konsumpcji energii elektrycznej. To też kwestie związane z bezpieczeństwem wydzielenia pracy wyspowej. W zakresie obwodów wtórnych należy powiedzieć, że tu chyba są zlokalizowane obecnie główne problemy rozwoju sieci elektroenergetycznych z punktu widzenia osiągnięcia celów transformacji w aspekcie gospodarki niskoemisyjnej. Tam lokalizują się różne problemy, związane z koniecznością opracowania i implementacji systemów efektywnego zarządzania procesem przede wszystkim wytwarzania rozproszonego i dystrybucji energii elektrycznej mówił prof. Nowak. Naukowiec zwrócił także uwagę na fakt słabego opomiarowania sieci niskich i średnich napięć. W związku z tym niejednokrotnie jedyna informacją w zakresie sieci średniego napięcia jest to, czy wyłącznik w polu liniowym jest zamknięty i czy prąd wpływa do tej sieci. W przypadku sieci niskiego napięcia często nawet takiej informacji nie ma. Dlatego konieczny jest rozwój sieci pomiarowej, smart meteringu, urządzeń służących łączności i przepływowi informacji. To konieczne w procesie transformacji. Idziemy w kierunku sieci smart.
W moim odczuciu istnieje potrzeba opracowania dobrych sieci, ale tych modeli, które będą uwzględniały funkcjonowanie generacji rozproszonej, czyli przede wszystkim modeli sieci niskich i średnich napięć, gdzie będziemy mieli generację w oparciu o małe źródła, ale w znacznej ilości. Problem współpracy tych źródeł z siecią, ze sprzedażą ewentualnej nieskonsumowanej energii, są to bardzo istotne problemy, które należy rozwiązać. Te wszystkie innowacyjne rozwiązania powinny powstawać w ścisłej współpracy nauki i przemysłu podkreślił Wiesław Nowak. Fot. 1. Od lewej strony: Fabian Joas - project manager, Energy Biznes Unit, Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit, Jerzy Dudzik - Dyrektor Departamentu Usług Operatorskich PSE, Prof. Piotr Kacejko - rektor Politechniki Lubelskiej, Prof. Wiesław Nowak - profesor AGH, Andrzej Szymański - prezes LandisGyr, Grzegorz Mirosław - dyrektor Departamentu Sieci PGE Dystrybucja, Tomasz Sierociński - starszy specjalista ds. analiz sieciowych Tauron Dystrybucja, Zarządzanie popytem Zdaniem Andrzeja Szymańskiego, prezesa i dyrektora ds. sprzedaży LandisGyr, są jeszcze przynajmniej dwie przeszkody w rozwoju innowacyjnych technologii na styku sieć-odbiory. Powiązanie smart meteringu z projektami demand side managementu, wirtualnymi elektrowniami itp. może w dalekiej przyszłości poprawić skuteczność obsługi klientów końcowych i komfort zasilania
i zmniejszyć inwestycje w tradycyjną energetykę. Wydaje mi się, że po pierwsze finansowanie, po drugie procedura wdrożeniowa to dwie główne bolączki procesu innowacyjności w naszej energetyce. W Polsce jest ponad 650 nowoczesnych obiektów sportowych. Ich roczne wydatki na energię elektryczną to co najmniej 547 mln zł. Moglibyśmy zaoszczędzić z tego blisko 80 mln zł rocznie dodał obrazowy przykład Grzegorz Nowaczewski, prezes Virtual Power Plant. Fot. 2. Od lewej strony: Fabian Joas - project manager, Energy Biznes Unit, Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit, Grzegorz Nowaczewski - prezes Zarządu Virtual Power Plant, Nowa rola operatorów sieciowych Generacja rozproszona postawiła PGE Dystrybucję w zupełnie innym miejscu. Do tej pory dystrybucja energii elektrycznej odbywała się w jednym kierunku, w tym momencie może odbywać się w dwóch kierunkach. Wiąże się to z wieloma problemami dla sieci dystrybucyjnej, mianowicie często ta sieć nie jest tylko siecią dystrybucyjną, ale też zaczyna przyjmować rolę sieci przesyłowej, szczególnie przy dużej generacji przez elektrownie wiatrowe. Przede wszystkim, żeby zapewnić prawidłową dostawę energii elektrycznej bez nadmiernych inwestycji ta sieć musi być w pełni
obserwowalna, sterowalna i musi zostać zautomatyzowana. Żeby uniknąć kolejnych niepotrzebnych, nadmiernych wydatków związanych z modernizacją sieci musi być większa współpraca pomiędzy OSD i OSP, ale też odbiorcami apelował Grzegorz Mirosław, dyrektor Departamentu Sieci PGE Dystrybucja, Do tej pory mieliśmy proste automatyki, które pozwalały nam przy tych samych rozmiarach sieci wyprowadzić więcej mocy z elektrowni. Sieć 110 kv jest teraz bardzo dotknięta energetyką wiatrową, co przejawia się w tym, że jest coraz więcej przepływów mocy, a szans na rozbudowę tej sieci jest mało. Lepiej zastosować inteligencję automatyki, która pozwala na odstawienie farmy wiatrowej w przypadku zakłócenia. Takie zakłócenia zdarzają się raz na rok, może nawet na kilka lat. Rozpoczęliśmy pracę nad takim projektem mówił Jerzy Dudzik, dyrektor Departamentu Usług Operatorskich PSE. - W zakresie rozbudowy sieci elektroenergetycznych pojawia się ponadto kilka bardzo ciekawych technologii spoza obszaru IT. Możemy wymienić coraz większy postęp w zakresie techniki kablowej. Innym aspektem, kiedyś traktowanym jako nowinka, a który dziś może być traktowany jako standard, są przewody HTLS, charakteryzujące się bardzo wysoką możliwą temperaturą, a towarzyszy temu bardzo mały zwis. Stosowanie tych przewodów daje bardzo duże możliwości poprawienia termicznej przepustowości linii elektroenergetycznych. Możemy wymienić również transformatory o znacznie mniejszych stratach biegu jałowego i szereg innych elementów typowo sieciowych, które dotyczą tych urządzeń podstawowych. Natomiast generalnie sam rozwój jest związany bardzo silnie z elementem smartness mówił prof. Piotr Kacejko z Politechniki Lubelskiej. Cyber bezpieczeństwo Kluczowym ryzykiem w przyszłości będzie zapewnienie bezpieczeństwa informatycznego systemów energetycznych przestrzegał Marek Maniecki, wiceprezes Globema, Jeżeli stację będą coraz bardziej opomiarowane, wszędzie będziemy mieli licznik, którym można zdalnie sterować (np. zdalnie wyłączyć) to istotnie naraża na ataki hackerskie. Czy to realne ryzyko? Ataki na liczniki energii na Malcie w ubiegłym roku spowodowały straty dla operatora wielkości ok. 41 mln euro. Bo w licznikach został przestawiony software. Także Amerykański Departament Obrony intensywnie przygotowuje się na odpieranie ataków hackerskich na sieci.
Dynamiczne zarządzanie siecią (5 slajdów z prezentacji Sierocińskiego, wszystkie z prezentacji bez 1 i ostatniego, dwa na stronie) - Punkt widzenia spółek na dynamiczne zarządzanie siecią przedstawił Tomasz Sierociński, starszy specjalista ds. analiz sieciowych Tauron Dystrybucja. Z wdrożenia projektu SDZP Gekon płynie wiele możliwości, jak i korzyści dla przemysłu. Można skupić je w trzech obszarach. Pierwszy to prowadzenie ruchu sieci WN w tym planowanie pracy sieci 110kV. W tym polu wielu operatorów stosowało modele statyczne. Obecnie dużo zakładów wchodzi w quasi dynamiczną obciążalność linii, ale potencjał jest w dynamicznej obciążalności linii. W porównaniu do bieżącego prowadzenie sieci w ruchu system SDZP oferuje możliwość reakcji dyspozytora ze względu na dodatkowe dane. Kolejnym obszarem jest Współpraca z Operatorem Systemu Przesyłowego. Tu korzyścią byłoby ujednolicenie modelu na podstawie retransmisji w skazie współczynników meteo. Ostatnim polem jest Planowanie rozwoju sieci WN, z której korzyścią są koszty uniknione. SDZP daje możliwość zmniejszenia kwoty na rozbudowę sieci, a jednocześnie będzie możliwość efektywniejszego jej wykorzystania, czyli nastąpi intensyfikacja zdolności. Fot. 3. Od lewej strony: dr hab. Inż. Dariusza Baczyńskiego - Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej, Tomasz Sierociński - starszy specjalista ds. analiz sieciowych Tauron Dystrybucja
Prof. Krzysztof Żmijewski kierownik projektu SDZP przedstawił postępy zespołów w ramach projektu SDZP w obszarze Specyfikacji modeli i funkcjonalności. 1. Wytypowano najistotniejsze z punktu widzenia OSD i OSP lokalizacje testowe. Metodykę przyjętą w wytypowaniu linii, które mogą być w przyszłości zagrożone przeciążeniem, oparto na kryteriach zawartych w obowiązującej Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci. W związku z prognozowanym wzrostem zapotrzebowania, przewidywanymi istotnymi zmianami w sektorze wytwarzania w KSE oraz rozwojem połączeń transgranicznych planowana jest rozbudowa sieci, w tym rozbudowa nowych oraz modernizacja istniejących linii. Aby określić zdarzenia i potencjalne zagrożenia, mające wpływ na jakość i sposób funkcjonowania sieci ustalono, że istnieją w systemie linie, które w przyszłości mogą ulec przeciążeniu. Zgodnie z przeprowadzonymi analizami na wniosek Lidera Projektu przekazano szczegółowe specyfikacje i przebiegi wytypowanych linii. W dalszej części realizacji zadania ze wskazanego zbioru lokalizacji zostaną wytypowane te najistotniejsze. Fot. 3. Od lewej strony: Marek Maniecki - wiceprezes Globema, Prof. Krzysztof Żmijewski kierownik projektu SDZP, profesor Politechniki Warszawskiej
2. Konsultowano z OSD i OSP między innymi: - wytypowania potencjalnych zagrożeń funkcjonowania sieci poprzedzone przeglądem awarii systemu elektroenergetycznego, które wystąpiły w ostatnich 15 latach na terenie KSE. Przyczyną w znacznej części były oddziaływania ekstremalnych warunków atmosferycznych. Zostały opracowane i przygotowane dane dotyczące konkretnych zdarzeń (czas, miejsce), które posłużą do analizy i opracowania metody monitorowania zjawisk meteorologicznych oraz zaprojektowania systemu wczesnego ostrzegania o możliwości wystąpienia zagrożenia. Ponadto dokonano następujących konsultacji: potrzeb operatorów w zakresie funkcjonalności systemu obszaru sieci, który zostanie zamodelowany w systemie estymacyjnym zakresu integracji SDZP z istniejącymi systemami OSD i OSP (SCADA, WindEx) modelu paszportu lokalizacji sposobu prezentacji danych w systemie modelu rozpływów w sieci 3. Opracowano założenia minimalne parametrów modeli Sformułowano założenia dla modeli numerycznych energetycznych linii napowietrznych, uwzględniające analizę elementów składowych linii pod kątem symulacji numerycznych, dokonano przeglądu metod symulacyjnych oraz typów elementów skończonych wykorzystywanych w symulacjach. Założenia zostały poczynione w celu homogenizacji modeli, aby umożliwić ich przyszłą integrację w systemie. Ponadto określono zjawiska (parametry) konieczne do uwzględnienia w celu osiągnięcia optymalnej dokładności i efektywności obliczeniowej. W ramach tego zadania zostały opracowane cele szczegółowe poszczególnych zespołów modelujących umożliwiające ich efektywną pracę. Założenia poczyniono na dwóch poziomach dokładności: użytkowym - przeznaczonym do pracy w trybie online w SDZP (taki model pracuje zawsze) referencyjnym - bardziej szczegółowym, który ma za zadanie zweryfikować i dostroić model użytkowy
W szczególności założenia objęły zastępujące modele: pomiaru statycznego i dynamicznego linii ugięcia przewodu przęsła linii elektroenergetycznej wpływu odkształceń dynamicznych na pracę urządzenia rejestrującego oddziaływań aerodynamicznych i oblodzenia przewodów przęsła linii elektroenergetycznej zachowania się przewodów w liniach energetycznych WN i NN w warunkach eksploatacyjnych We wszystkich ustaleniach brał udział zewnętrzny ekspert reprezentujący podmiot projektujący linie elektroenergetyczne. 4. Określono funkcjonalności SDZP W zadaniu zidentyfikowano i zdekomponowano funkcje, dla których ważnym aspektem było uwzględnienie uwarunkowań technicznych, wchodzących w skład tworzonego systemu SDZP. System w swoim zakresie ma pracować w określonym obszarze sieci elektroenergetycznej, definiowanej przez partnerów projektu tj. spółki PSE S. A., TAURON Dystrybucja S.A. oraz PGE Dystrybucja S.A. W ramach realizacji zdania zdefiniowano listę funkcji realizowanych przez SDZP oraz określono architekturę systemu SDZP. Ponadto określono przepływ informacji oraz sposób komunikacji pomiędzy modułami funkcyjnymi SDZP. Opracowano również zasady współdziałania i formaty wymiany danych pomiędzy modułami tworzącymi prototypowy software (w zakresie wymiany danych i przetwarzania informacji) oraz opracowano sposoby realizacji funkcji prototypowego systemu SDZP. Założono, że System będzie wykorzystywany w trzech podstawowych obszarach prowadzenia ruchu elektrycznego, różniących się co do horyzontu czasowego. Podstawowym zastosowaniem Systemu będzie wspomaganie bieżącego kierowania pracą sieci elektroenergetycznej, realizowanego na szczeblu dyspozytorskim, w perspektywie czasowej do kilku godzin na przód. Dyspozytor będzie miał możliwość określania zdolności przesyłowych linii napowietrznych w aktualnej chwili oraz możliwość niwelowania przeciążeń linii poprzez prowadzenie działalności operatorskiej. Ponadto System może ostrzegać Dyspozytora o wybranych zagrożeniach mechanicznych linii elektroenergetycznych, szczególnie wynikających z występowania na przewodach szadzi lub lodu. Innym obszarem wykorzystania Systemu jest planowanie pracy sieci na kilka dni naprzód oraz wykonywanie analiz długookresowych zarówno na podstawie danych pomiarowych, jak i wyznaczonych przez System. Przedstawiona w opracowaniu specyfikacja wymagań klasyfikuje je w trzech obszarach: biznesowym, systemowym, a także działania aplikacji oraz prezentacji otrzymanych
wyników analizy. W omawianym dokumencie określono priorytety dotyczące realizacji funkcjonalności w wymienionych powyżej obszarach, a także ustalono hierarchię ważności poszczególnych funkcjonalności. 5. Zbudowano modele matematyczne (fizyczne) opisujące zachowanie się przewodów linii energetycznych WN i NN (referencyjne i użytkowe) Zbudowano dwa niezależne algorytmy (modele mechaniczne - 1D i 2D) oparte na dyskretyzacji przewodów linii elektroenergetycznej, jeden metodą elementów skończonych, a drugi metodą różnic skończonych. Na wstępie rozważono możliwie prosty model dużych przemieszczeń pojedynczego cięgna zawieszonego na dwu nieruchomych podporach. Wstępnie opracowano model mechaniczny 2D dla dużych przemieszczeń cięgna biorąc pod uwagę realne typy obciążenia przewodów (ciężar własny, temperatura,...) zgodnie z przyjętymi założeniami. 6. Przyjęto założenia do modelu matematyczno-fizycznego obciążalności prądowej odcinka napowietrznej linii elektroenergetycznej. Przeprowadzono analizę i wybór dostępnych modeli. Zadanie polegało na opracowaniu założeń do modelu matematyczno-fizycznego obciążalności prądowej odcinka napowietrznej linii elektroenergetycznej. Model jest przeznaczony do wyznaczania krzywej zwisania przewodów roboczych linii dla potrzeb dynamicznego zarządzania zdolnościami przesyłowymi systemu elektroenergetycznego. Kształt krzywej zwisania przewodu zależy od rozpiętości przęsła (odległość pomiędzy punktami zawieszenia przewodów), właściwości mechanicznych i elektrycznych przewodu oraz sił działających na przewód (naciąg, parcie wiatru oraz dodatkowe obciążenia mechaniczne). Model powinien zatem uwzględniać zjawiska elektryczne, cieplne i mechaniczne zachodzące w przewodach linii elektroenergetycznej wynikające z przepływu prądu elektrycznego, odziaływania warunków atmosferycznych oraz dodatkowych obciążeń mechanicznych (wiatr, szadź, oblodzenie). Opracowanie dotyczące analizy i wyboru dostępnych modeli zjawisk fizycznych istotnych z punktu widzenia opracowania modelu obciążalności prądowej napowietrznych linii elektroenergetycznych, skupia się na przedstawieniu istoty modelu cieplnego przewodów napowietrznych linii elektroenergetycznych. Modelowanie cieplne przewodów linii elektroenergetycznych sprowadza się do obliczenia dwóch głównych składników bilansu cieplnego: ilości ciepła wydzielonego w przewodzie i zaabsorbowanego przez przewód z otoczenia nagrzewanie oraz ilości ciepła oddawanego przez przewód do otoczenia chłodzenie. Celem obliczania bilansu cieplnego przewodu
jest określenie jego temperatury niezbędnej do obliczenia zwisu (wyznaczenia krzywej zwisania) przewodu. Bilans cieplny przewodu jest wykonywany dla trzech przypadków: 1. Stanu ustalonego (quasi ustalonego) tj.: w przypadku pracy linii przy stałym obciążaniu i niezmiennych warunkach chłodzenia: ciepło uzyskane przez przewód = ciepło oddane z przewodu; 2. Nieustalonego przy zmieniającym się obciążeniu i/lub warunkach chłodzenia przewodu: ciepło zmagazynowane w przewodzie = ciepło uzyskane ciepło oddane; 3. Nagrzewania adiabatycznego w stanach zwarcia linii, gdy praktycznie nie ma wymiany ciepła przewodu z otoczeniem: ciepło zmagazynowane w przewodzie = ciepło uzyskane przez przewód. Z punktu widzenia dynamicznego zarządzania zdolnościami przesyłowymi istotne są dwa pierwsze stany.