Przyłączanie jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia Autorzy: Andrzej Trzeciak, Ireneusz Grządzielski, Krzysztof Marszałkiewicz Politechnika Poznańska, Instytut Elektroenergetyki ( Energia Elektryczna lipiec 2011) Z aktualnych zapisów ustawy Prawo energetyczne (Pe) 1 wynika, że dla III grupy przyłączeniowej (powyżej 1 kv) wykonywana jest ekspertyza przyłączeniowa dla jednostek wytwórczych o mocy powyżej 2 MW. Dla urządzeń o mocy mniejszej (typowej np. dla elektrowni i elektrociepłowni biogazowych) wydanie warunków przyłączenia nie wymaga ekspertyzy. Stosowane kryterium przyłączenia (znane jako kryterium 20 ) zapisane jest w IRiESD operatorów. W obowiązującej IRiESD z 2008 r. 2 Enea Operator Sp. z o.o. w załączniku nr 3 zapisano, że moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej powinna być przynajmniej 20 razy większa od ich mocy przyłączeniowej dla III grupy przyłączeniowej. Bezpośrednie stosowanie kryterium 20 powoduje sporo nieporozumień i dlatego w Enea Operator od ponad roku wykonywane są indywidualne oceny możliwości przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej SN GPZ-ów. Kryterium 20 : dynamiczne zmiany napięcia w miejscu przyłączenia źródeł Tylko w przypadku, gdy występuje jeden bezpośredni punkt przyłączenia PCC (ang. point of common coupling) przedmiotowego źródła (źródeł) do sekcji szyn SN GPZ-u, zmianę napięcia można ocenić za pomocą wskaźnika kkg stosunku mocy zwarcia w punkcie PCC, przy minimalnej konfiguracji sieci dystrybucyjnej i maksymalnej mocy przyłączanego źródła (źródeł) SG max: Można udowodnić, że względna zmiana napięcia w PCC jest odwrotnością zależności (1): Dla zachowania odpowiednich poziomów napięć przy rozruchach silników i generatorów asynchronicznych zakładano, że dopuszczalne maksymalne zmiany napięcia w PCC nie mogą przekraczać 5 proc. U co oznacza, że
I ta wartość wskaźnika k kg funkcjonuje jako kryterium w aktualnych IRiESD. Praktycznie dla współczesnych jednostek wytwórczych zaliczanych do III grupy przyłączeniowej takie sytuacje nie występują. Stosowane są generatory synchroniczne, natomiast w przypadku elektrowni wiatrowych z generatorami asynchronicznymi stosuje się tzw. soft start co oznacza, że podczas rozruchu praktycznie prąd nie przekracza wartości prądu znamionowego. W instrukcjach niemieckich 3,4 obecnie stosuje się inne kryterium związane z dopuszczalnymi zmianami napięcia w PCC jednostek wytwórczych. Przyjmuje się, że dopuszczalna wartość zmian napięcia na poziomie 2 proc. w PCC jednostek wytwórczych daje pewność, że przełącznik zaczepów transformatorów 110 kv/sn nie będzie włączać się niedopuszczalnie często. Przy takim założeniu kryterium (3) można zapisać w postaci: W tych zapisach przyjmuje się, że współczynnik mocy jednostek wytwórczych jest równy cos φ 1. W rzeczywistych warunkach pracy jednostek wytwórczych ta wartość może nie występować. Zagadnienie komplikuje się, gdy jednostka wytwórcza ma być przyłączona w głębi sieci SN. Zależności (1-3) nie można wtedy stosować. Należy wykonać obliczenia programem opartym na pełnym modelu sieci. Kryterium 20 : jakość energii w miejscu przyłączenia W przypadku źródeł lokalnych niezbędna jest analiza jakości energii w punkcie przyłączenia ich do sieci. Dotyczy ona dwóch aspektów oddziaływania: szybkich zmian amplitudy napięcia, powodujących zjawisko migotania światła oraz generacji prądów odkształconych. Zjawisko pierwsze dotyczy głównie elektrowni wiatrowych, drugie wszystkich źródeł lokalnych. Kryterium 20 pomija tak istotne elementy analizy jakościowej jak parametry elektrowni wiatrowej ze względu na jakość energii, kąt impedancji zwarciowej czy liczbę elektrowni w farmie. Dla kilku elektrowni (brak korelacji między wahaniami mocy poszczególnych elektrowni wiatrowych) kryterium (3) proponowano w postaci: W praktyce kryterium 20 miało zastosowanie w przypadku, gdy nie były dostępne parametry elektrowni wiatrowych (małych, starszego typu elektrowni wiatrowych). Obecnie podstawowym dokumentem określającym standardy jakości energii dla elektrowni wiatrowych jest norma PN-EN 61400-21:2008. W efekcie zmienności momentu napędowego
oraz procesów łączeniowych elektrownie wiatrowe są źródłem szybkich zmian amplitudy napięcia powodujących zjawisko migotania światła. Miarą uciążliwości migotania są wskaźniki (flikery) P st (krótkookresowy 10 min) i P lt (długookresowy 120 min). Norma PN-EN 1000-3-7 podaje planowane dopuszczalne wartości emisji flikera dla sieci SN na poziomie P st =0,9 i P lt = 0,7. Ponieważ w danym obszarze może przybyć niespokojnych odbiorów i generacji dlatego zgodnie z 2 przyjmuje się wartości graniczne przedmiotowych wskaźników dla sieci SN na poziomie P st <0,45 i P lt <0,35. Istotną wielkością występującą w zależnościach na P st i P lt jest tzw. współczynnik migotania c(ψ k,v a ) przy pracy ciągłej. Dla elektrowni wiatrowych starszego typu (stała prędkość, klasyczny generator asynchroniczny) współczynnik ten był zdecydowanie większy od 10. Dla współczesnych elektrowni przyjmuje on wartości mniejsze od 2. Również inne wielkości, np. współczynnik migotania k f (Ψ k ), ze względu na operacje łączeniowe uległ znacznej poprawie. Zmiana parametrów technicznych elektrowni wiatrowych spowodowała, że kryterium 20 jest w większości przypadków znacznie zawyżone. Kryterium 20 nie daje też żadnej odpowiedzi w zakresie wpływu generacji prądów odkształconych na dotrzymanie standardów jakości energii. Aktualna IRiESD 2 Enea Operator wskazuje tylko, że elektrownie wiatrowe nie powinny powodować w miejscu przyłączenia emisji pojedynczych harmonicznych napięcia rzędu od 2 do 50 większych niż 1,5 proc. dla sieci SN, natomiast całkowity współczynnik odkształcenia (dystorsji harmonicznych) THD w miejscu przyłączenia do sieci SN powinien być mniejszy od 4 proc. Nie uwzględnia natomiast szczególnych zagrożeń wynikających z powstania możliwych zjawisk rezonansowych w sieciach dystrybucyjnych, spowodowanych podatnością sieci w zakresie harmonicznych rzędu h=7 17 5. Dlatego, oceniając możliwości przyłączenia do sieci SN elektrowni wiatrowych, należy przeprowadzać obliczenia symulacyjne wzajemnego oddziaływania farm wiatrowych po stronie napięcia SN i 110 kv na poziom odkształcenia napięcia w punktach wspólnego przyłączenia i możliwych zagrożeń rezonansowych. Kryterium 20 : obliczenia zwarciowe Spełnienie kryterium S kp / SG max 20 może być przydatne jako wartość, przy której w zasadzie nie jest konieczna analiza dostosowania aparatury wyłączającej rozdzielni. Aparatura wyłączająca ma najczęściej zapas przynajmniej 20-25 proc. w mocy wyłączalnej w stosunku do mocy zwarciowej, czyli przy przybliżonym podejściu w zasadzie analiza jest zbędna. Omawiane kryterium nie uwzględnia natomiast zupełnie stanu technicznego sieci napowietrzno-kablowych wyprowadzanych z rozdzielni SN w warunkach wzrostu mocy zwarciowej na szynach spowodowanych lokalną generacją. Model generacji lokalnej dla sieci SN GPZ-ów Fakt niejednoznacznej oceny, na podstawie kryterium 20, możliwości przyłączenia jednostek wytwórczych należących do III grupy przyłączeniowej spowodował podjęcie prac, mających na celu stworzenie wielorakiego kryterium tej oceny. Aby takie oceny wykonać, opracowano ogólny model generacji lokalnej dla sieci SN GPZ-ów. Następnie w obliczeniach symulacyjnych, wykorzystując rzeczywiste układy sieci SN poszczególnych GPZ-ów,
wyznacza się dopuszczalne moce graniczne generacji lokalnej dla każdego kryterium, tj.: dotrzymania standardów jakości energii w sieci SN po dołączeniu źródeł lokalnych uszkodzenia termicznego ciągów liniowych na skutek przekroczenia dopuszczalnego cieplnego prądu zwarciowego, polegającego na odtwardzeniu przewodów i objawiającego się nieodwracalną utratą znamionowej wytrzymałości materiału na rozciąganie (w przypadku kabli dodatkowym czynnikiem jest narażenie cieplne warstw izolacyjnych) utraty zdolności wyłączania zwiększonych prądów zwarciowych przez wyłączniki pól liniowych w GPZ utraty lokalnego charakteru generacji, polegającego na nadprodukcji energii i wysyłania jej do sieci 110 kv przekroczenia dopuszczalnego obciążenia transformatora, co może nastąpić w przypadku okoliczności wymienionej w podpunkcie B, szczególnie w dolinie obciążenia W opracowanym modelu generacji lokalnej przyjęto następujące założenia: A. Do określenia zalecanego udziału poszczególnych rodzajów planowanych do przyłączenia jednostek wytwórczych źródeł lokalnych do sieci dystrybucyjnej SN wykorzystano dane i informacje zawarte w dokumencie Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. W oparciu o powyższe dane (przyjmując współczynnik wykorzystania dla elektrowni wiatrowych W = 0,25, a dla pozostałych równy 1) w opracowywanych analizach możliwości przyłączenia lokalnej generacji do sieci SN przyjęto następujący podział mocy generacyjnej: - elektrownie i elektrociepłownie na biogaz, biomasę (EB) 19,9 proc. - małe elektrownie wodne (MEW) 3,4 proc. - elektrownie wiatrowe (EW) 76,7 proc. W przypadku braku warunków dla uruchomienia MEW w obszarze analizowanego GPZ, udział ten w proporcji przeznacza się na zwiększenie mocy pozostałych źródeł: B. Obliczenia wykonywane są z uwzględnieniem wpływu generacji elektrowni wiatrowych pracujących obecnie w sieci 110 kv i planowanych do przyłączenia (zawarte umowy przyłączeniowe). C. W zakresie jakości energii elektrycznej do analiz przyjęto udziały po 50 proc. dla elektrowni wiatrowych z parametrami: - korzystnymi, ze względu na mniejszy poziom zakłóceń wnoszonych do sieci K - niekorzystnymi, ze względu na większy poziom zakłóceń wnoszonych do sieci N - przy przyjęciu, że w GPZ pracuje 1 transformator, a szyny rozdzielni SN są połączone sprzęgłem Na postawie dotychczasowych badań i doświadczeń autorów przyjęto tło zakłóceń w sieci dystrybucyjnej (odkształcenie przebiegu napięcia) na poziomie 0,9 proc. D. W modelu obliczeń zwarciowych przyjmuje się m.in. następujące założenia: - moc zwarciowa dla zwarcia 3-fazowego na szynach 110 kv GPZ określana jest według danych przekazywanych z PSE Operator SA
- uwzględnia się rzeczywiste dane transformatorów 110/SN w GPZ-ach - zwarcia w sieci SN wyznacza się przy napięciu odniesienia równym napięciu znamionowemu sieci - przyjmuje się istniejącą strukturę ciągów wyprowadzanych z GPZ, magistrala SN modelowana jest jako zespół segmentów o długościach 100 m każdy - strukturę udziału źródeł lokalnych przyjmuje się zgodnie z punktem A, stosunek prądu zwarciowego do prądu znamionowego przyjęto dla źródeł typu K 1.3, dla źródeł typu N 4.2 6,7 - przykładowe dopuszczalne wartości maksymalnego początkowego prądu zwarciowego, wyznaczane dla typowych czasów likwidacji zwarć, cykli SPZ i 1-s dopuszczalnego cieplnego prądu zwarciowego przy dopuszczalnej temperaturze obiektu w chwili zwarcia (dla temperatury otoczenia + 40 0 C dla linii napowietrznych oraz + 15 0 C dla linii kablowych) i granicy odtwardzania materiału 200 0 C wynoszą: linie napowietrzne: AFL 70 mm 2 6.3 ka, AFL 50 mm 2 3.9 4.5 ka, AFL 35 mm 2 3.3 ka; linie kablowe: AL 70 mm 2 5.5 ka, AL 120 mm 2 9.1 ka, AL 240 mm 2 18.3 ka Obliczenia symulacyjne przeprowadza się w dwóch etapach. W pierwszym dokonuje wstępnego określenia dopuszczalnej mocy źródeł lokalnych, zgodnie z omówioną wcześniej przewidywaną strukturą generacji lokalnej. Drugi etap polega na szczegółowych obliczeniach zwarciowych (w obliczeniach eksperckich dla konkretnych przypadków przyjmuje się
rzeczywiste parametry zwarciowe lokalnych źródeł energii). Przykłady określenia mocy granicznych dla lokalnej generacji możliwej do przyłączenia do sieci SN GPZ-ów Określenie mocy granicznej ze względu na zachowanie standardów jakości energii. Przy przyjęciu jako wielkości odniesienia wartości dopuszczalnych poszczególnych wielkości charakteryzujących jakość energii (wymienionych wcześniej), określana jest graniczna moc elektrowni wiatrowych możliwa do przyłączenia ze względu na standardy jakości energii. Tablica 1 stanowi przykład takiej oceny dla wybranego GPZ-u. Planowane jest przyłączenie jednoczesne po stronie 110 kv przedmiotowego GPZ-u FW o mocy zainstalowanej 60 MW. Natomiast na rys.1 przedstawiono wyniki oceny w zakresie współczynnika odkształcenia napięcia ThDu. Gdzie dwie nie wymienione wcześniej wielkości to (zgodnie z PN-EN 61400-21:2008): - d % względna zmiana napięcia wskutek pojedynczego procesu łączeniowego pojedynczego zespołu wytwórczego o wartości dopuszczalnej 1,5 proc. dla częstości do 100 zakłóceń na godzinę - dd % maksymalna względna zmiana napięcia wywołana pracą elektrowni wiatrowej; elektrownie wiatrowe nie powinny powodować nagłych zmian i skoków napięcia przekraczających 3 proc. Sprawdzenie na warunki zwarciowe sieci i aparatury SN po przyłączeniu źródeł lokalnych Każde nowe źródło energii w sieci SN w czasie zwarcia w tej sieci dodaje swój udział do prądu zwarciowego płynącego z sieci 110 kv. Prąd płynący z sieci 110 kv w niemal 70-90 proc. zależy od parametrów transformatora 110 kv/sn. Lokalne źródła energii oddziaływują bezpośrednio na sieć rozdzielczą, bez takiego bufora bezpieczeństwa, jakim jest transformator 110 kv/sn. Na rys. 2 pokazano typowe udziały prądów zwarciowych, charakterystyczne dla różnych rodzajów źródeł. Dla fragmentów sieci o małych przekrojach do 50 mm 2, najczęściej w odległości od 1,5 2,5 km od stacji 110 kv/sn, może wystąpić zagrożenie skutkami cieplnymi powodowanymi przez przepływ prądu zwarciowego. Ponieważ ciepło jest skutkiem przepływu prądu i czasu, w którym on płynie, operatorzy sieci starają się skrócić czas trwania zwarcia zanim wywoła ono nieodwracalne uszkodzenia linii. Możliwości skracania czasu zwarcia są jednak ograniczone. W pewnym momencie operator staje przed alternatywą: odmówić przyłączenia kolejnego (lub czasem pierwszego) obiektu czy też dokonać modernizacji, a często nawet budowy od podstaw całych fragmentów sieci. W bardzo ograniczonym zakresie, po przeprowadzeniu szczegółowych ekspertyz dla konkretnych źródeł, operator być może mógłby podjąć jeszcze własne ryzyko przyłączenia niewielkiej mocy generacji lokalnej, jednak w rozumieniu Pe w obecnym stanie sieci nie ma
on warunków technicznych do przyłączenia takich źródeł bez istotnego wzrostu ryzyka narażenia jego majątku sieciowego. Alternatywą techniczną, bez wzrostu ryzyka zagrożenia dla sieci, jest wymiana fragmentów linii przy najbardziej narażonych podejściach do stacji na przekrój przynajmniej 70 mm 2, na długości stosownej do planowanego poziomu generacji lokalnej. Należy jednak pamiętać, że w obecnym stanie pracy sieci taka decyzja najczęściej nie jest uzasadniona bieżącymi potrzebami technicznymi operatora związanego z jego działalnością statutową. Zatem może być zrealizowana tylko w ramach komercyjnego porozumienia inwestora z operatorem. Generalnie można powiedzieć, że w tych sieciach, w których magistrale SN w pobliżu GPZ mają przekroje poniżej 70 mm należy liczyć się z uzasadnioną odmową operatora w kwestii przyłączenia obiektu lub wielu obiektów do jego sieci rozdzielczej. Natomiast analiza zdolności wyłączeniowej aparatury pól liniowych w większości przypadków (GPZ z jednostkami do 25 MVA) jest zbędna ze względu na stosunkowo niegroźne dla aparatury wartości prądów zwarciowych w sieciach operatorów, nie przekraczające najczęściej 8-10 ka przy zwarciach w pobliżu szyn SN. Podsumowanie Znaczny wzrost udziału generacji lokalnej przyłączanej do sieci SN nadał ogromne znaczenie badaniom analitycznym i eksperckim, określającym możliwości bezpiecznego zrealizowania takiego procesu bez narażania technicznej infrastruktury sieci OSD oraz pogorszenia parametrów jakości energii, wynikających z obowiązujących umów sprzedaży energii, zawartych między operatorami i odbiorcami. Podstawową przesłanką każdej analizy lub ekspertyzy musi być założenie, że dołączenie generacji lokalnej do sieci OSD jest użyczeniem jego majątku sieciowego obcemu podmiotowi i nie może to powodować zagrożenia dla jego infrastruktury oraz zobowiązań. Wynik badania analitycznego lub eksperckiego musi zawierać jednoznaczną, ale i dobrze
udokumentowaną konkluzję końcową. W przypadku pozytywnego wniosku końcowego OSD na tej podstawie podejmie działania, które po podpisaniu umowy przyłączeniowej wszelkimi konsekwencjami obciążą właśnie jego. Negatywna opinia również musi mieć sumienne podstawy, jako że prawie zawsze zaskarżana jest do Urzędu Regulacji Energetyki lub sądów powszechnych. Literatura: 1. Ustawa z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z 2006 r. nr 89, poz. 625) z póżn. zmianą; Ustawa z 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz zmianie niektórych innych ustaw. Dz.U. z 2010 r. nr 104 2. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej ( IRiESD ) opracowana przez Enea Operator Sp. z o.o., w szczególności załącznik nr 3 Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej, 10 X 2008 r.
3. BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e. V. Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz, Juli 2008 r. 4. VDN TransmissionCode2007: Netz und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, August 2007 5. S.A.Papathanassiou, M.P.Papadopoulos, Harmonic Analysis in a Power System with Wind Generation IEEE Trans. Power Delivery, vol. 21, no. 4, Oct. 2006, pp. 2006-2016. 6. Thekla N. Boutsika a, Stavros A. Papathanassiou: Short-circuit calculations in networks with distributed generation, Electric Power Systems Research no. 78 (2008) 1181 1191. 7. KEMA Limited.: The Contribution to Distribution Network Fault Levels From the Connection of Distributed Generation, DG/CG/00027/00/00-URN, Crown Copyright 2005.