INSTYTUT AUTOMATYKI SYSTEMÓW ENERGETYCZNYCH Prof. dr hab. inż. Jan Bujko, dr inż. Piotr Stawski IASE Wrocław Praca bloków elektrowni cieplnych w warunkach rynku energii 1. Wstęp Na rynek energii elektrycznej w Polsce składają się trzy podstawowe segmenty: segment kontraktów bilateralnych, giełdy energii oraz rynku bilansowego. Uzupełnieniem tych segmentów jest rynek techniczny obejmujący usługi systemowe. Podstawową grupę usług systemowych stanowią usługi regulacyjne: regulacji pierwotnej częstotliwości, wtórnej częstotliwości i mocy wymiany oraz trójnej. Regulacja trójna wiąże się z koniecznością dotrzymania godzinowych wartości kontraktowych sprzedaży/kupna energii na rynku bilansowym lub zmianie poziomu produkcji energii w elektrowni przez jednostki wytwórcze w centralnej dyspozycji JWCD w wyniku większych zmian zapotrzebowania mocy w systemie tak, by zapewnić bezpieczną prace systemu. Zyski elektrowni zależą od aktywności na wszystkich segmentach rynku. Szczególne znaczenie z punktu widzenia optymalizacji prowadzenia ruchu JWCD jest uczestnictwo w rynku bilansującym i w segmencie usług regulacyjnych. By sprostać wymaganiom rynku, istotnym modyfikacjom powinna być poddana funkcja AGC. AGC jest podstawową usługą systemową w utrzymywaniu integralności systemu poprzez zapewnianie zgodności poziomu generacji do zapotrzebowania, zarówno w stanach normalnych jak i awaryjnych. Konieczność dotrzymywania zobowiązań kontraktowych zmienia podstawowe zasady działania funkcji AGC (paradygmat regulacji) przyjęty w systemach zcentralizowanych. Fluktuacje mocy względem wartości bazowych mogą być regulowane centralnie przez operatora systemu przesyłowego (OSP) lub przez wytwórców w systemach zdecentralizowanych. Wymaga to wykorzystaniu rozbudowanych systemów telemechaniki. Ten drugi przypadek jest stanem przewidywanym w przyszłości zgodnie z dość powszechnym poglądem, że regulacja (sterowanie) będzie nadążać za własnością. Zapewnienie priorytetów bezpieczeństwa pracy systemu, w szczególności w stanach awaryjnych, przy założeniu, że interesy rynkowe ustępują względom bezpieczeństwa, będzie wymagało istotnych modyfikacji struktur sterownia oraz rozbudowy systemów
informatycznych. W przypadku centralnego sterowania spełnienie wymogów bezpieczeństwa pracy sieci wydaje się łatwiejsze. Z uwagi na konieczność dotrzymania zobowiązań kontraktowych, jak również utrzymania zdolności do prawidłowego (optymalnego) działania w sytuacjach występowania dużych awarii należy zapewnić (wzmocnić) sprzężenie zwrotne pomiędzy obiektem sterowanym (jednostką wytwórczą, elektrownią) a regulatorem centralnym. 2. Rynek bilansowy W segmencie rynku bilansowego uczestniczą jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD. Wytwórcy energii mogą zgłaszać do uczestnictwa w rynku bilansującym energii dwa rodzaje ofert. Dla jednostek grafikowych aktywnych w części technicznej należy podać charakterystyki techniczne jednostki grafikowej, a w części handlowej cenę ofertową i oferowany wolumen energii. Dla jednostek grafikowych pasywnych oferta musi zawierać wolumen energii i cenę, jaką wytwórca gotowy jest zapłacić w przypadku przejęcia przez operatora systemu przesyłowego obowiązku realizacji wcześniej zawartych kontraktów. Operator systemu przesyłowego, uwzględniając złożone przez wytwórców oferty, dokonuje rozdziału obciążeń na JWCD tworząc plany PKD. Plany bieżące BPKD zapewniają dostosowanie produkcji do zapotrzebowania na energię elektryczną w cyklach piętnastominutowych. Elektrownia jest informowana o planach produkcji na dobę przed (PKD) i operatywnie kwadrans przed dla każdej JWCD (BPKD). Optymalizacja efektów uczestnictwa w rynku bilansowym wymaga dopasowania charakterystyk zmian mocy JWCD do grafiku rynku bilansowego. Charakterystyki techniczne bloków powinny być dopasowane do zmian wielkości grafikowych, charakterystyk obiorów oraz systemu. Jednym z podstawowych parametrów technicznych opisujących zdolność JWCD do uczestnictwa w rynku bilansującym i technicznym jest szybkość zmian mocy JWCD 3. Regulacja i sterowanie w systemie rynku energii Operator Systemu Przesyłowego (OSP) powinien zapewnić bezpieczną pracę systemu i odpowiedni poziom niezawodności dostaw energii odbiorcom. Zarówno w systemach zcentralizowanych jak i zdecentralizowanych można wyróżnić stany pracy normalnej i stany zagrożeń lub pracy awaryjnej. Realizacja optymalizacji prowadzenia ruchu (sterowania) w warunkach rynków energii wymaga rozbudowanego systemu informatycznego dla celów
monitorowania i realizacji procesów decyzyjnych. Niezbędna jest szybka identyfikacja stanów zagrożeń i awaryjnych oraz zdolność do wypracowania i wysyłanie sygnałów sterujących korygujących zagrożenia Stany z zagrożeniem strukturalnym to stany przeciążeń i wypadnięcia linii. Bezpieczna praca w takich stanach jest sprawdzana poprzez kryterium n-1. W przypadku zaistnienia więcej takich zmian strukturalnych względy bezpiecznej pracy systemu stają się nadrzędne w stosunku do kryteriów ekonomicznych. W systemie zdecentralizowanym, tj. z funkcjonującym mechanizmami rynkowymi modyfikowane są podstawowe zasady regulacji. Oprócz konieczności regulacji odchyłki bilansu mocy na liniach wymiany między obszarami regulacji oraz odchyłki częstotliwości, dodatkowo należy utrzymywać generację poszczególnych jednostek wytwórczych (JW) zgodnie z ich zobowiązaniami grafikowymi (pozycją kontraktową). W nowym sformułowaniu zadania AGC powinny być koordynowane m.in. następujące funkcje; kontrola odchyłki pomiędzy wartością kontraktową a rzeczywistą dla każdej JW (lub grup JW elektrowni w przypadku regulacji grupowej), kontrola kontraktu i stanu poziomu rezerwy wirującej dla każdej JW, mechanizm rynkowy zaniżania generacji w przypadku, gdy bieżące zapotrzebowanie jest poniżej wartości kontraktowych, mechanizm rynkowy optymalnej realokacji generacji, z uwzględnieniem wysokich cen natychmiastowych (kar), w przypadku braku wywiązywania się z przyjętych zobowiązań podmiotów rynku (grafikowych). Model regulacji w warunkach transakcji grafikowych schematycznie przedstawiono na rys.1. Optymalizator wartości grafikowych kontraktowych zapotrzebowanie Regulator JW Akceptacja Grafiku (bid) generacja Rys.1. Ogólny schemat regulacji wartości grafikowych. Dużego znaczenia nabiera właściwe działanie modułu optymalizatora. Podstawowe znaczenie ekonomiczne dla elektrowni ma optymalizacja pracy danych JWCD w stanach normalnych. Zakres jego działania powinien obejmować jednak również optymalizację szybkich sygnałów regulacyjnych w zakresie regulacji wtórnej, w tym regulacje w stanach zagrożenia.
4. JWCD na rynku bilansowym i technicznym Podstawowym celem automatycznego sterowania generacją jest zapewnienie bezpieczeństwa i niezawodności dostaw określonych w kontraktach w różnych segmentach rynku przy spełnieniu postawionych kryteriów ekonomicznych. Jednym z ważnych elementów powodującym określone uciążliwości dla operatorów (OSP, DIRE) oraz generującym koszty sterowania są częste zmian mocy wytwórczych JWCD. Dotyczy to zarówno planowych zmian mocy określonych w PKD jak również zmian sygnałów regulacyjnych, w tym sygnałów bazowych punktów pracy BPP zadawanych w odstępach 15 min w regulacji trójnej. Ograniczenie częstości zmian jest funkcją sumarycznej wartości mocy w regulacji wtórnej i trójnej. Należy znaleźć złoty środek pomiędzy częstością zmian BPP a kosztami utrzymania wielkości rezerwy wirującej dla potrzeb regulacji wtórnej. Częste zmiany BPP wpływają znacząco na koszty prowadzenia ruchu i mają wpływ na długość okresów międzyremontowych. Zgodnie z instrukcją prowadzenia ruchu BPP mogą być zmieniane co 15 min. Obserwacja pracy zachowania BPP na blokach cieplnych 225 MW opalanych węglem kamiennym (np. Kozienice) wskazuje na wyczerpywanie się zapasu regulacji wtórnej za pomocą regulatora mocy (AGC). Odbudowanie tego następuje po kilku lub kilkunastu min po zmianie poziomu wartości BPP. Niedogodność tę można usunąć poprzez zamknięcie pętli regulacji wtórnej z regulacja trójną. Zwiększyłoby to bezpieczeństwo pracy systemu w warunkach zagrożenia jego pracy, np. przez nagły wypad z pracy grupy JWCD. Uczestnictwo w rynku bilansowym (i w regulacji trójnej) wymaga optymalizacji odpowiedzi bloku na zadane P Z [BPP]. Z drugiej strony algorytm wyznaczania BPP powinien optymalizować liczbę zmian bazowych punktów pracy. Przykład zmian wartości BPP dla wybranego bloku 360 MW przedstawiono na rys. 2 Rys. 2. Przykład zmian wartości BPP dla wybranego bloku 360 MW
Wartości BPP uaktualniane w cyklach 15 min przez program rozdziału obciążeń LPD [1] w ramach planu BPKD. Przekazywane są do JWCD przez układy SOWE/EL i dalej przez systemy sprzęgające. Pomimo uwzględnienia w algorytmie LPD [1] ograniczeń na szybkość obciążania i odciążania jednostek (1), to nie jest to warunek wystarczający do optymalizacji liczby zmian BPP- patrz rys [4]. Warunek uwzględniający ograniczenie wynikające z szybkości obciążania danej jednostki wytwórczej ma następującą postać [6]: gdzie: E h i, k E h 1), i, k 10 10 Eh, i, k / t E( h 1), i, k / k= 1 k= 1 t t RR, - przyjęta do produkcji energia z pasma k jednostki wytwórczej i w godzinie h; ( - przyjęta do produkcji energia z pasma k jednostki wytwórczej i w godzinie h-1; i (1) RR i - szybkość obciążania jednostki wytwórczej i w MW/h z charakterystyki danej jednostki; t - podstawowy okres handlowy równy 1 godzinie. Uwzględnienie charakterystyk zmian mocy dla JWCD Charakterystyki techniczne bloków energetycznych nie są komplementarne z grafikiem rynku bilansującego. Typowe zmiany bazowego punktu pracy o 30 MW (BPP2) i 15 MW (BPP1) loku energetycznego o mocy 200 MW opalanego węglem kamiennym przedstawiono na rys.3. Rys.3. Zmiany bazowego punktu pracy o 30 MW (BPP2) i 15 MW (BPP1) loku energetycznego o mocy 200 MW opalanego węglem kamiennym Zdolność do nadążania za zmianami grafikowymi planów koordynacyjnych PKD/BPKD jest jednym z podstawowych wymagań warunkujących udział w rynku bilansującym i w regulacji (rynku technicznym). Dla przykładu bloki energetyczne elektrowni Opole mogą zwiększać moc z szybkością od 4 MW/min do 7 MW/min.
Jedną z metod dostosowania charakterystyk odpowiedzi bloków na zmianę zadanych wartości grafikowych, w tym poziomów BPP, jest zastosowanie zmiennego nachylenia tych zmian w zależności od wartości zmian BPP tak by optymalizować kryterium względnej odchyłki energii, tj. parametrów tzw. rampy. Dla celów optymalizacji parametrów rampy wykonano odpowiednie ekspertyzy [3] na wybranych blokach cieplnych dla różnych wartości skoku punktu pracy bloku i ustalonej prędkości naboru mocy, np. 4 MW/min. Przykład modelu zmian mocy zadanej dla wybranej JWCD 360 MW optymalizacji rampy przedstawiono na rys.4. W modelu tym zakłada się, że moc rzeczywista bloku (P) dokładnie podąża za mocą zadaną (PZ). P [MW] P N-1 P N K PN+ P N+ [MW/ min] PZS dt PZ N Badana godzina Kwadrans N-1 Kwadrans Kwadrans N N+1 Kwadrans N+4 CZAS Rys. 4. Model przebiegu mocy zadanej. PZS N Moc zadana przez KDM za pomocą dokumentów BPKD w kwadransie N. PZ N Moc zadana bloku w kwadransie N. dt czas rampy w sekundach. K szybkość naboru mocy w MW/min. Dla oceny parametrów rampy można przyjąć kryterium minimalizacji względnej odchyłki energii w stosunku do mocy osiągalnej bloku: Fkr=dE/(Pzn * 100) < 1.5% (2) Pzn moc osiągalna bloku (w analizie przyjęto 380MW). de uchyb energii w godzinie. E = E N + E N+1 + E N+2 + E N+3, de N uchyb energii w kwadransie N, Zmiennymi decyzyjnymi parametrami rampy są: wielkość skoku mocy bazowej delta PZS N, szybkość naboru mocy K, czas wyprzedzenia dt.
Dla typowych bloków cieplnych parametry PZS N określone są warunkami: 30 MW, dla bloków 225 MW PZS N (3) 40 MW,dla bloków 380 MW Szybkość naboru moc oczywiście spełnia warunek: K min K K max7 (4) Dla bloków 380 MW El. Opole K min =2, K max. Typową wartością jest 4 MW/min patrz rys. 6,7 [3,4]. Dla większości bloków 200MW wartość K jest stała w trakcie eksploatacji i określona podczas prób odbiorowych. Na podstawie symulacji różnych sekwencji zmian mocy zadanej PZS N [3] określono celowość estymacji czasu rampy ze wzoru: dt[s] = 60*( PZS N [MW]/K[MW/min])/2 (5). Przyjęcie modelu rampy z estymacją czasu dt zgodnie z powyższym wzorem zapewnia spełnienie kryterium (2) praktycznie dla wszystkich wartości K przyjętych dla danego typu bloku (4). Umożliwia redukcję Fkr i de odpowiednio poniżej 05% i 1,7 MWh nawet przy skokach rzędu 40 MW. W przypadku stosowania różnych opłat przy pracy w zawyżeniu i zaniżeniu można zastosować modyfikację wzoru (5) określoną wyrażeniem: gdzie dt PZS C N zan [ s] = 60 (6) K C zaw + C zan C zan, C zaw ceny jednostkowe pracy bloku [zł/mwh] odpowiednio w zaniżeniu (poniżej wartości PZS N ) i w zawyżeniu zaniżeniu (powyżej wartości PZS N ). Może to być uzasadnione przy przyjęciu założenia, że praca w zaniżeniu, niewypełnienie zobowiązań kontraktowych przez wytwórcę jest mniej pożądana, bardziej kosztowna, niż praca bloku w zawyżeniu. W przypadku możliwości automatycznej zmiany parametru doboru możliwe jest zastosowanie scenariusza rampy ze zmiennym K w funkcji wielkości skoku zmian mocy zadanej PZS N. Ustalając stałą wartość dt, np. średnią wartość dobową - dt śr, wartość współczynnika K można wyznaczyć ze wzoru: PZS N K( PZS N ) = 30 [ MW dt sr / min] przy założeniu K min K( PZS N ) K max.
Modelowanie udziału JWCD w rynku Ogólnie problem optymalnej odpowiedzi bloku na sygnały z rynku energii typu spot, rynku bilansującego i usług regulacyjnych, jest zadaniem optymalizacyjnym z ograniczeniami, rozwiązywanym metodą programowania dynamicznego. Wyrażenia funkcji celu i ograniczeń zależą od przyjętego modelu rynku, strategii uczestnictwa JWCD w rynku (udział w rynku bilansowym, usług regulacyjnych) oraz dobrze określonych cen marginalnych, startu, odstawiania bloku, utrzymywania rezerw i udziału w regulacji. Konieczne wydaje się opracowanie poprawnego, dokładnego modelu matematycznego opisującego udział różnych typów bloków JWCD w rynkach bilansującym i usług regulacyjnych. Rozwój systemów informatycznych umożliwia pełną wymianę informacji on-line pomiędzy systemami SCADA-EMS Operatora Systemu Przesyłowego a odpowiednimi systemami SCADA-EMS elektrowni. Optymalizacja udziału JWCD w rynkach technicznym powinna być mocno uwzględniona w obydwu tych systemach. Funkcja AGC systemu OSP powinna minimalizować liczbę sygnałów regulacyjnych wysyłanych na bloki JWCD i uwzględniać rzeczywiste ograniczenia uczestnictwa tych jednostek w rynku, zarówno techniczne jak i ekonomiczne. Pozytywny wpływ na jakość sterowania jednostkami wytwórczymi JWCD i zmniejszenie częstości wysłania sygnałów regulacyjnych może mieć uwzględnienie: modelu sterowania predyktywnego z prognozami silnie-krótkoterminowymi stanów pracy, poprawnego formułowania uchybu regulacyjnego poprzez uwzględnienie rzeczywistej wartości współczynnika energii regulującej współczynnika K w funkcji mocy s wytwarzanej i mocy odbiorców K (P, P ), s w o optymalizacji poziomu sygnałów regulacyjnych i rezerwy wirującej, w szczególności optymalizacji poziomu sygnałów BPP i poziomu rezerwy w regulacji wtórnej. 5. Wnioski Konieczne jest rozwijanie metod globalnej optymalizacji uczestnictwa jednostek JWCD w rynkach bilansującym i usług regulacyjnym. Ze strony operatora OSP ważna jest optymalizacja sygnałów regulacyjnych w regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej. Ze strony elektrowni jedną z technik optymalizacji odpowiedzi bloku JWCD na sygnały regulacyjne jest
zastosowanie optymalnej, estymowanej rampy. Umożliwia to lepsze dopasowanie charakterystyk pracy bloku do wymagań rynku bilansowego. Literatura [1] Kasprzyk S., Mielczarski W: Rozdział obciążeń na rynku energii elektrycznej. Doświadczenia z wdrażania programu LPD, www.cire.pl, 2001-05-29 [2] Bujko J., Stępień M., Majchrzak H.: Praca bloków Elektrowni Opole na rynku bilansującym. Mat. Międz. Konf. Nauk. - Techn. "VIII Forum Energetyków". Opole, 27-29.05 2002, t. I, s. 81-92 [3] Stępień M., Mazurek P.: Ekspertyza wpływu metody wprowadzania nowego punktu pracy bloku na dotrzymanie planowej produkcji energii. Opracowanie IASE, Wrocław, luty 2002 [4] Komarzyniec M., Rzeczkowski E.: Próby odbiorcze układów regulacji bloków w ramach ich udziału w ARCM po wprowadzeniu nowych zasad planowania i prowadzenia ruchu elektrowni. ZPBE Energopomiar Gliwice, styczeń 2002 [5] Obaleński W, Pollak J.: Wybrane zagadnienia regulacji mocy czynnej bloków energetycznych. Energetyka nr 3, 1996 [6] Regulamin rynku bilansowego energii elektrycznej w Polsce, www.pse.pl. Praca bloków elektrowni cieplnych w warunkach rynku energii Rynek energii elektrycznej narzuca jednostkom wytwórczym ostre reżimy pracy. W takich warunkach niezbędna jest jak najdalej idąca optymalizacja prowadzenia ruchu JWCD Dotyczy to uczestnictwa jednostki wytwórczej zarówno w rynku bilansującym i w segmencie usług regulacyjnych. W referacie przedstawiono potrzeby optymalizacji pracy jednostek wytwórczych uczestniczących w rynku energii i regulacjach systemowych. Zwrócono uwagę na konieczność optymalizacji w relacji regulator centralny regulator jednostki wytwórczej. Thermal Power Units on the Energy Market Electric energy market creates sharp work regime for power units. In such circumstances as deep as possible optimisation of power units is needed. It concerns the
optimisation process of participation of the power units in balancing and ancillary markets as well. In the papers some basic ideas of power units control are presented. The necessity of optimisation in relation of the AGC controller and power unit controller was pointed out.