POLITECHNIKA WARSZAWSKA. Wydział Elektryczny ROZPRAWA DOKTORSKA. mgr inż. Mariusz Radwański

POLITECHNIKA WARSZAWSKA Wydział Elektryczny ROZPRAWA DOKTORSKA mgr inż. Mariusz Radwański Dobór nastawień przekładni poprzecznych oraz adaptacyjne dostosowywanie (w stanach quasi-ustalonych) obszarów regulacji grup przesuwników fazowych w SEE Promotor dr hab. inż. Stanisław Ziemianek Warszawa, 2016

Składam najserdeczniejsze podziękowania mojemu promotorowi dr hab. inż. Stanisławowi Ziemiankowi za poświęcony czas, cierpliwość, wyrozumiałość oraz udzielenie bezcennych rad i wskazówek dotyczących niniejszej rozprawy. Składam serdeczne podziękowania Rodzinie i Przyjaciołom za nieustanne wsparcie oraz motywację. Dziękuję wszystkim Pracownikom Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej za życzliwość podczas realizacji rozprawy. 3

Dobór nastawień przekładni poprzecznych oraz adaptacyjne dostosowywanie (w stanach quasi-ustalonych) obszarów regulacji grup przesuwników fazowych w SEE Streszczenie W rozprawie przedstawione zostały zagadnienia dotyczące doboru nastawień przekładni poprzecznych oraz adaptacyjnego dostosowywania obszarów regulacji grup przesuwników fazowych jako narzędzia wspomagające realizację określonych funkcji kryterialnych w systemie elektroenergetycznym. Na potrzebę przedstawienia problematyki rozprawy wykonana została obszerna analiza aspektów związanych z uwarunkowaniami współpracy międzyoperatorskiej towarzyszącymi międzysystemowej wymianie energii elektrycznej. Opisane zostały metody regulacji przepływu mocy czynnej w sieci przesyłowej. Dokonano przeglądu urządzeń wykorzystywanych do regulacji przepływu mocy czynnej obejmującego transformatory regulacyjne i FACTS oraz opisano zastosowanie tych urządzeń w systemach elektroenergetycznych. Autor opisał zjawisko przepływów nieplanowych mocy czynnych oraz jego wpływ na Krajowy System Elektroenergetyczny. Przedstawione zostały ogólne zasady wyznaczania transgranicznych zdolności przesyłowych. W dalszej części rozprawy określone zostały zależności matematyczne, na podstawie których autor przygotował własne metody obliczeniowe umożliwiające wykorzystanie przesuwników fazowych do realizacji określonych funkcji celu. Wykazano możliwość zastosowania przesuwników fazowych do maksymalizacji zapasu przepustowości mocy gałęziowych oraz wpływu na stopień eksploatacji elementów infrastruktury elektroenergetycznej. Przedstawione zostały metody obliczania nakładów związanych ze stopniem wykorzystania infrastruktury elektroenergetycznej oraz obliczenia współczynników należności z tytułu zmiany wykorzystania przekrojów przesyłowych. Zaprezentowano opracowane przez autora oprogramowanie umożliwiające testowanie przygotowanych metod obliczeniowych wraz z wynikami przeprowadzonych symulacji. Zaproponowana została postać funkcji kryterialnej, która uwzględnia określone wskaźniki oraz ich wagi. Następnie przedstawione zostały przykładowe scenariusze wykorzystania przesuwników fazowych do realizacji określonych funkcji kryterialnych. Na koniec podsumowano osiągnięcia własne oraz sformułowano wnioski końcowe. 5

Adjusting of phase shifting settings and adaptive adjustment (in quasi-steady states) of control areas of phase shifting transformers in power systems Abstract The thesis concentrates on issues concerning selection of phase shifting settings and adaptive adjustment of control areas of phase shifting transformers groups as instruments supporting implementation of specific objective functions in power systems. Some aspects related to conditions of cooperation between transmission systems operators which accompany cross-border exchange of electricity were thoroughly analyzed in order to present the issues described in the thesis. The method of regulating active power flow in transmission network was described. Equipment used for control of active power flow, including control transformers and FACTS devices, was reviewed, followed by a description of the usage of the mentioned equipment in power systems. The author described the phenomenon of unplanned active power flow and its impact on the Polish Power System and presented general principles for determining cross-border transmission capacities. Mathematical formulae were then presented, used by the author to prepare his own calculation methods which enable the usage of phase shifting transformers to perform specific target functions. The thesis shows a possibility of employment of phase shifting transformers in maximizing flow capacity of branches and influencing the degree of exploitation of the infrastructure. It also discusses methods of cost calculation related to the degree of utilization of power system infrastructure and computation of factors related to receivables arising from the changes in the degree of use of cross transmission. The thesis also includes software, developed by the author, which allows testing of the developed calculation methods along with the results of the performed simulations. A objective function is presented based on the specific indicators and their importance, followed by sample scenarios of phase shifting transformers usage in the realization of specific objective functions. The thesis ends with conclusions and a summary of the author s achievements. 7

SPIS TREŚCI WYKAZ OZNACZEŃ I SYMBOLI... 13 PRZYJĘTE ZAŁOŻENIA... 14 WYBRANE DEFINICJE... 15 1. WSTĘP I TEZA ROZPRAWY... 17 2. UWARUNKOWANIA WSPÓŁPRACY MIĘDZYOPERATORSKIEJ TOWARZYSZĄCE MIĘDZYSYSTEMOWEJ WYMIANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ... 21 2.1. Uwarunkowania występujące w wybranych państwach na świecie... 21 2.2. Uwarunkowania występujące w krajach europejskich... 24 2.3. Uwarunkowania występujące w Krajowym Systemie Elektroenergetycznych... 27 3. REGULACJA PRZEPŁYWU MOCY CZYNNEJ PRZEGLĄD METOD... 30 3.1. Metoda regulacji kąta obciążenia... 30 3.2. Metoda kompensacji reaktancji wzdłużnej linii przesyłowej baterią kondensatorów szeregowych... 31 3.3. Metoda kompensacja reaktancji linii źródłem napięcia... 32 4. URZĄDZENIA DO REGULACJI PRZEPŁYWU MOCY CZYNNEJ PRZEGLĄD ROZWIĄZAŃ... 34 4.1. Transformator regulacyjny... 34 4.2. Transformator regulacyjny sterujący przepływem mocy czynnej przesuwnik fazowy... 39 4.3. Urządzenia FACTS... 49 4.4. Podsumowanie informacji na temat urządzeń wykorzystywanych do regulacji przepływu mocy oraz łączenia SEE... 56 5. PRZEPŁYWY NIEPLANOWE MOCY CZYNNEJ... 59 5.1. Geneza... 59 5.2. Przepływy nieplanowe jako istotny problem europejskiego rynku energii... 60 5.3. Przeciwdziałanie przepływom nieplanowym... 62 9

6. OGÓLNE ZASADY WYZNACZANIA TRANSGRANICZNYCH ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWYCH... 65 7. POSZERZONA LISTA ŚRODKÓW, KTÓRE MOŻNA STOSOWAĆ DO WPŁYWANIA NA PROPORCJE MOCY GAŁĘZIOWYCH... 68 8. PODSTAWOWE MODELE MATEMATYCZNE I METODY WYKORZYSTANE DO OBLICZEŃ... 72 8.1. Metoda macierzy wrażliwości... 72 8.2. Sterowanie przepływem mocy przy wykorzystaniu metody regulacji kąta obciążenia... 77 9. ODDZIAŁYWANIA PF ZLOKALIZOWANYCH W GAŁĘZIACH MIĘDZYSYSTEMOWYCH NA SEE... 79 9.1. Wstęp... 79 9.2. Analiza przykładów... 80 10. MAKSYMALIZACJA ZAPASU PRZEPUSTOWOŚCI MOCY GAŁĘZIOWYCH... 85 10.1. Wstęp... 85 10.2. Analiza przykładów... 87 11. WPŁYWANIE NA STOPIEŃ WYKORZYSTANIA ELEMENTÓW INFRASTRUKTURY ELEKTROENERGETYCZNEJ... 101 11.1. Wstęp... 101 11.2. Analiza przykładów... 105 12. KOSZTY ZWIĄZANE Z WYKORZYSTANIEM ELEMENTÓW INFRASTRUKTURY ELEKTROENERGETYCZNEJ... 109 12.1. Wstęp... 109 12.2. Analiza przykładów... 112 13. WSPÓŁCZYNNIKI NALEŻNOŚCI Z TYTUŁU ZMIANY STOPNIA WYKORZYSTANIA PRZEKROJÓW PRZESYŁOWYCH... 116 13.1. Wstęp... 116 13.2. Analiza przykładów... 117 10

14. WSKAŹNIKI FUNKCJI KRYTERIALNEJ... 120 14.1. Wstęp... 120 14.2. Analiza wskaźników... 121 14.3. Przykładowe scenariusze wykorzystania funkcji kryterialnych... 127 15. PODSUMOWANIE I WNIOSKI... 135 16. BIBLIOGRAFIA... 141 ZAŁĄCZNIK A. MODEL SYSTEMU TESTOWEGO... 153 ZAŁĄCZNIK B. KOD ŹRÓDŁOWY OPRACOWANEGO OPROGRAMOWANIA... 157 11

WYKAZ OZNACZEŃ I SYMBOLI ACER ENTSO-E FACTS HVDC IRiESP KE KSE KSP NN OH OLTC OSP OZE PEiRUE PF SEE TD TW TYNDP UE Ustawa Pe Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators) Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity) Elastyczny system przesyłowy prądu przemiennego (ang. Flexible AC Transmission Systems) Wysokonapięciowy układ przesyłowy prądy stałego (ang. High-Voltage Direct Current) Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej Komisja Europejska Krajowy System Elektroenergetyczny Krajowa Sieć Przesyłowa Najwyższe napięcie (napięcie sieci przesyłowej) Instrukcja pracy systemów połączonych (ang. Regional Group Continental Europe Operation Handbook) Podobciążeniowy przełącznik zaczepów (ang. On-Load Tape Changer) Operator systemu przesyłowego (elektroenergetycznego) Odnawialne źródło energii elektrycznej Parlament Europejski i Rada Unii Europejskiej Zespół transformatorowy z regulacją przekładni poprzecznej popularnie nazywany przesuwnikiem fazowym System elektroenergetyczny Transformator dodawczy Transformator wzbudzający Dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym (ang. Ten Year Network Development Plan) Unia Europejska Ustawa Prawo energetyczne 13

PRZYJĘTE ZAŁOŻENIA 1. Zakłada się, że dla poszczególnych chwil czasowych zmienne charakteryzujące stan w jakim znajduje się SEE, mają stałe wartości. Pomija się zjawiska towarzyszące przejściu z danego stanu do stanu kolejnego. Opisując sterowanie pracą systemu przyjmuje się, że zjawiska przejściowe są procesami zbyt szybkimi dla podjęcia przez OSP odpowiednich działań. Oznacza to, że sterowanie systemem ogranicza się do ustalonych warunków jego pracy. Mając powyższe na uwadze, we wszystkich analizach teoretycznych oraz symulacjach komputerowych przedstawionych w rozprawie zakłada się, że SEE znajduje się w ustalonym stanie pracy a także w całym systemie występują jedynie sinusoidalne przebiegi napięć i prądów o częstotliwości technicznej. 2. Przyjmuje się następujący sposób oznaczenia: arg gdzie: napięcie węzłowe zgodne węzła i; oraz moduł napięcia węzłowego ; argument napięcia węzłowego. 3. Przyjmuje się następujący sposób oznaczenia przekładni regulacyjnych zespołów transformatorowych: 1 przekładnia zespolona (moduł, argument), przekładnia wzdłużna (moduł przekładni zespolonej), przekładnia poprzeczna (przyjęto jako argument przekładni zespolonej). Zakłada się, że dobór (zmiana lub regulacja) nastawień PF = dobór (zmiana lub regulacja) nastawień. Oba określenia opisywane są (zależnie od kontekstu) jednostką [deg] lub w radianach [rad]. 4. Zakłada się, że stany pracy systemu są symetryczne fazowo a impedancje zastępcze, prądy i napięcia są zgodne (zależnie od kontekstu mogą występować w jednostkach względnych). 5. W sieciach prądu przemiennego występuje typowa silna zależność napięcia i mocy biernej co powoduje, że do regulacji przepływu mocy biernej wykorzystuje się dostosowywanie napięć. Dla zagadnień opisanych w rozprawie często przyjmuje się zależność Q, U jako drugoplanową, co pozwala skoncentrować się na zależnościach P,. 14

WYBRANE DEFINICJE Operator systemu przesyłowego (elektroenergetycznego) przedsiębiorstwo zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w sieci przesyłowej, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi. Połączenie międzysystemowe połączenie elektroenergetyczne pomiędzy dwoma systemami elektroenergetycznymi w obrębie jednego lub dwóch różnych państw. Połączenie transgraniczne połączenie elektroenergetyczne pomiędzy dwoma systemami elektroenergetycznymi należącymi do różnych państw. Przepływ mocy w rozprawie akcentowane są wartości mocy gałęziowych lub węzłowych w określonych, quasi-ustalonych, przedziałach czasowych. Zakładając liniowe narastanie energii elektrycznej w czasie przyjmuje się określenie przepływów mocy jako, w prosty sposób konwertowalne w kierunku energii elektrycznej. Sieć przesyłowa sieć elektroenergetyczna funkcjonalnie przesyłowa, która w warunkach krajowych obejmuje sieci 400 i 220 kv oraz koordynowaną część sieci 110 kv (pracującą w układzie zamkniętym), za pracę której odpowiedzialny jest operator systemu przesyłowego. 15

1. WSTĘP I TEZA ROZPRAWY System elektroenergetyczny (SEE) jest zbiorem funkcjonalnie połączonych urządzeń służących do wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej. Celem funkcjonowania SEE jest realizacja procesu ciągłej dostawy energii elektrycznej (o odpowiedniej jakości i w wymaganej ilości) do odbiorców. Ze względu na nieustanną zmianę warunków pracy SEE wynikającą ze zmian zapotrzebowania na moc odbiorców, występowanie źródeł wytwórczych zależnych np. od warunków atmosferycznych (OZE), zmiany stanów pracy i konfiguracji urządzeń wytwórczych i przesyłowych sterowanie pracą systemu jest procesem skomplikowanym i wymagającym przeanalizowania wielu zagadnień powiązanych. Trudność w zarządzaniu SEE wynika również z rozległości terytorialnej. Współczesne systemy swoim zasięgiem obejmują obszary całych państw a dodatkowo są zazwyczaj silnie połączone z systemami sąsiednimi tworząc jeden, połączony system elektroenergetyczny, w którym decyzje wpływające na stan pracy całego SEE podejmowane są czasami niezależnie, przez różnych operatorów systemów regionalnych [77] [94]. Sterowanie pracą SEE wymaga uwzględnienia jego specyfiki funkcjonowania i zastosowania takich metod regulacji, które przy wykorzystaniu urządzeń będą powodować zmiany o zasięgu lokalnym lub rozległym obszarowo. Do urządzeń posiadających możliwość oddziaływania terytorialnie rozlegle zalicza się zespoły transformatorowe z regulacją przekładni poprzecznych nazywane przesuwnikami fazowym (PF). Urządzenia te odznaczają się możliwościami regulacji przepływów mocy czynnej (czasami również napięcia), co w przypadku zlokalizowania PF w linii wymiany międzysystemowej prowadzi do efektu oddziaływania rozległego terytorialnie, nie ograniczonego do obszaru jednego systemu. PF są urządzeniami stosowanymi w wymiarze globalnym od wielu lat i sprawdzają się bardzo dobrze w swojej roli. Pomimo rozwijanych nowych technologii bazujących na energoelektronice, tradycyjne zespoły transformatorowe z regulacją przekładni poprzecznych są wciąż najpopularniejszymi urządzeniami wykorzystywanymi do regulacji przepływów mocy czynnej w liniach międzysystemowych. Znając możliwości oddziaływania PF na rozległe terytorialnie fragmenty systemu/ów szczególnie istotne staje się opracowanie metod umożliwiających pełne wykorzystywanie możliwości wpływania na zmiany mocy gałęziowych a jednocześnie kontrolowanie obszaru oddziaływania tych urządzeń. Opracowane metody powinny być narzędziem świadomej regulacji nastawień PF, wspierającym OSP w wielokryterialnym procesie sterowania pracą SEE. 17

Na potrzeby realizacji niniejszej rozprawy doktorskiej autor sformułował tezy: 1. Można opracować opartą przede wszystkim na gruncie liniowych przybliżeń wrażliwościowych stanów pracy współpracujących SEE, wyposażonych w zestawy zespołów transformatorowych z regulacją przekładni poprzecznych metodykę elastycznego kształtowania możliwych strategii regulacji przekładni poprzecznych tych zespołów, tak aby operatorzy współpracujących systemów (świadomi złożonej sieci uzależnień sterowania w tym zakresie) mogli podejść do doboru odpowiadających im składników funkcji kryterialnych oraz do takiego prowadzenia procesów decyzyjnych, aby kompromis zadowalający każdą ze stron był w ich zasięgu. 2. Można przewidując potrzebę dysponowania szerokim zapleczem zestawu danych, pozwalających operatorom na realizację celów sformułowanych powyżej opracować (opartą na podobnych podstawach, w miarę ujednoliconą) metodykę budowania składników funkcji kryterialnych i wskaźników, które z elastycznie dobieranymi wagami pozwoliłyby na takie prowadzenia procesów decyzyjnych w gronie operatorów, aby przybliżało to kompromis, zadowalający każdą ze stron. 3. Można wspomnianą metodykę zarysować tak, aby pozostawała otwarta na rozszerzenia w kierunku uwzględniania wskaźników (funkcji kryterialnych), które mogą poszczególni operatorzy chcieć uwzględniać w przyszłości jednak bez naruszania transparentności i z wolą postępowania w dobrej wierze oraz w duchu wzajemnego zrozumienia. Na potrzebę udowodnienia sformułowanych tez rozprawy, autor wyznaczył sobie następujące zadania: opracowanie nowych metod umożliwiających elastyczne kształtowanie możliwych strategii regulacji zespołów transformatorowych z regulacją przekładni poprzecznych; opracowanie nowej metodyki budowania składników funkcji kryterialnych i wskaźników, które z elastycznie dobranymi wagami pozwolą na prowadzenie procesów decyzyjnych przez OSP; opracowanie metodyki, którą każdy z operatorów będzie mógł rozszerzyć w kierunku uwzględnienia własnych wskaźników funkcji kryterialnych; stworzenie modeli obliczeniowych dla nowych metod; opracowanie oprogramowania na potrzebę nowych metod wykorzystanych do obliczeń dla przyjętego modelu wieloobszarowego systemu, z możliwością skalowania do wymiarów rzeczywistych SEE; analizę przykładów oraz wykonanie symulacji komputerowych; 18

przeprowadzenie przeglądu uwarunkowań prawnych i technicznych towarzyszących międzysystemowej wymianie energii elektrycznej w odniesieniu ogólnoświatowym, europejskim oraz krajowym; przeprowadzenie analizy metod regulacji mocy czynnej w sieci przesyłowej; przeprowadzenie przeglądu urządzeń wykorzystywanych do regulacji przepływu mocy czynnej w SEE. Zgodnie z tezami, celem rozprawy jest opracowanie metod, które przy wykorzystaniu zespołów transformatorów z regulacją przekładni poprzecznych będą narzędziem wsparcia OSP przy realizacji określonych funkcji kryterialnych oraz prowadzeniu procesów decyzyjnych. W celu zrealizowania założonego celu oraz wyznaczonych zadań, autor przedstawił tematykę rozprawy w dwóch zgrupowanych częściach: 1. Pierwsza część przeglądowa, systematyzująca wiadomości dotyczące obowiązujących na świecie uwarunkowań międzysystemowych (międzyoperatorskich), metod i urządzeń do regulacji mocy czynnej oraz zjawisk fizycznych i ograniczeń technicznych wpływających na międzysystemowe przepływy mocy. 2. Druga część przedstawiająca wyniki badań własnych nad metodyką budowania wskaźników funkcji kryterialnych. W pierwszej część rozprawy, obejmującej rozdziały od 2 do 6, opisane zostały następujące zagadnienia: przedstawienie uwarunkowań współpracy międzyoperatorskiej towarzyszących międzysystemowej wymianie energii elektrycznej na przykładzie kilku światowych SEE oraz KSE; przedstawienie metod regulacji przepływu mocy czynnej w sieci przesyłowej; przegląd rozwiązań technicznych i urządzeń służących do regulacji przepływu mocy czynnej w sieci przesyłowej. Szczególną uwagę zwrócono na PF, dla którego opisano techniczne rozwiązania konstrukcyjne, parametry charakteryzujące urządzenie, oraz elementy odpowiedzialne za zmianę kąta obciążenia. Przedstawiono porównanie urządzeń wykorzystywanych do regulacji przepływu mocy oraz łączenia SEE; analiza zjawiska nieplanowych przepływów mocy czynnej w sieci przesyłowej. Określona została geneza problemu, wpływ na pracę i zagrożenia dla europejskich SEE oraz sposoby przeciwdziałania; objaśnienie ogólnych zasad wyznaczania transgranicznych zdolności przesyłowych. 19

W drugiej część rozprawy, obejmującej rozdziały od 7 do 14 oraz załączniki A i B, opisane zostały następujące zagadnienia (stanowiące w większości wkład własny autora): przedstawione zostało oprogramowanie opracowane na potrzeby analizowanych metod obliczeniowych; określone zostały najistotniejsze zależności matematyczne wykorzystane do dalszych obliczeń, w tym metoda analizy wrażliwości oraz metoda sterowania przepływem mocy przy wykorzystaniu regulacji kąta obciążenia; wskazany został model systemu testowego na podstawie którego wykonane zostały symulacje komputerowe do sprawdzenia skuteczności opracowanych metod; w kolejnych rozdziałach części badawczej opisane zostały różne wskaźniki docelowej funkcji kryterialnej, w tym m.in.: sprawdzone zostało oddziaływanie terytorialne PF zainstalowanych w gałęziach międzysystemowych poprzez określenie dopuszczalnych i niezalecanych obszarów regulacji, opracowana została metoda umożliwiająca maksymalizację zapasu przepustowości mocy gałęziowych dla różnych funkcji celu, z rozróżnieniem normalnego stanu pracy systemu oraz stanu N-1, opracowana została metoda wykorzystania nastawień PF do przeciwdziałania nadmiernemu wykorzystaniu elementów infrastruktury elektroenergetycznej (gałęzi) jednego systemu przez inny system z nim połączony, opracowane zostały metody opisujące koszty związane z wykorzystaniem elementów infrastruktury elektroenergetycznej w ujęciu kosztów stałych oraz podziału na cześć zajętą i rezerwową przekroju przesyłowego, określone zostały współczynniki należności z tytułu zmiany stopnia wykorzystania przekrojów przesyłowych. określona została postać złożonej funkcji kryterialnej wykorzystująca zdefiniowane kategorie wskaźników; przedstawione zostały przykładowe scenariusze realizacji funkcji kryterialnych dla poszczególnych SEE; w załącznikach zamieszczone zostały informacje nt. modelu systemu testowego przyjętego do symulacji komputerowych oraz kod źródłowy opracowanego oprogramowania. W rozdziale 15, podsumowane zostały osiągnięcia własne oraz sformułowane wnioski końcowe. 20

2. UWARUNKOWANIA WSPÓŁPRACY MIĘDZYOPERATORSKIEJ TOWARZYSZĄCE MIĘDZYSYSTEMOWEJ WYMIANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ Wykorzystywanie linii międzysystemowych (transgranicznych) do przesyłu energii elektrycznej pomiędzy obszarami SEE (państw) zainicjowało handel energią elektryczną. Energia elektryczna stała się towarem a cały mechanizm otrzymał nazwę rynku energii elektrycznej [139]. Połączenia międzysystemowe są powszechnie stosowane przez OSP. Stopień ich wykorzystania zależy od uwarunkowań ekonomicznych, politycznych oraz technicznych. Uczestnictwo OSP w międzysystemowej wymianie energii elektrycznej wymaga zapewnienia warunków do swobodnej jej realizacji, przy jednoczesnym zagwarantowaniu bezpieczeństwa pracy połączonych SEE. Ponadto, niezwykle istotne jest ustalenie jednolitych zasad współpracy OSP a także zapewnienie odpowiedniej infrastruktury sieciowej. Wymagania te prowadzą do zwiększania liczby nowych połączeń międzysystemowych, zwiększania mocy przesyłowej istniejących połączeń oraz odpowiedniego zarządzania nimi [76] [138] [139]. W celu spójnego i niezawodnego współdziałania OSP, powoływane są organizacje ustalające standardy i zalecenia wzajemnej współpracy a także kierunki rozwoju najważniejszych połączeń międzysystemowych. 2.1. Uwarunkowania występujące w wybranych państwach na świecie System połączonych elektroenergetycznie obszarów i państw tworzących wspólny SEE Ameryki Północnej jest jednym z częściej opisywanych w literaturze [10] [57] [58] [98] [101] [148] przykładów współpracy międzysystemowej oraz transgranicznej. Kompleksowy nadzór nad zasadami funkcjonowania systemu kontynentalnego sprawuje organizacja NERC (ang. North American Electric Reliability Corporation) [101], wspierana dodatkowo w Stanach Zjednoczonych przez FERC (ang. Federal Energy Regulator Commission). SEE Ameryki Północnej (rys. 2.1) podzielony jest na obszary [10] [57] [58] [98] [101] [148]: Wschodni (ang. Eastern Interconnection), Zachodni (ang. Western Interconnection), Teksas (ang. Texas Interconnection), Quebec (ang. Quebec Interconnection), Alaski (ang. Alaska Interconnection), które funkcjonują w znacznym stopniu niezależnie. Obszary połączone są przy zastosowaniu technologii HVDC a także w przypadku obszarów o różnych częstotliwościach (np. Wschodnia 21

Rys. 2.1. Podział Ameryki Północnej wg obszarów elektroenergetycznych zarządzanych przez NERC zaczerpnięto z [10] [147] i Quebec) przy wykorzystaniu transformatorów VFT (ang. variable-frequency transformer) [144], które dodatkowo pozwalają dostosować częstotliwość oraz kontrolować przesył mocy czynnej. W strukturze obszarów funkcjonują [148] Regionalne Rady Niezawodnościowe (ang. Regional Reliability Councils) oraz podmioty regionalne. Architektura całego systemu bazuje na połączeniach międzyobszarowych umożliwiających import/export energii elektrycznej pomiędzy Stanami Zjednoczonymi, Kanadą i częścią Meksyku oraz funkcjonowanie konkurencyjnych rynków energii elektrycznej. Rys. 2.2. System elektroenergetyczny w Brazylii: a) podział na podsystemy i regiony; b) kierunki wymiany transgranicznej i międzysystemowej zaczerpnięto z [58] [98] 22

Kolejnym przykładem złożonej struktury elektroenergetycznych połączeń międzyobszarowych jest SEE Brazylii [6] [57] [58] [98] [102]. Głównym filarem systemu brazylijskiego są wzajemnie połączone cztery podsystemy regionalne (rys. 2.2) [6] [57] [58] [98] [102]: Południowo-Wschodni (ang. South-East), Centralno-Zachodni (ang. Center-West), Północno-Wschodni (ang. North-East) oraz Północny (ang. North) a także dwa transgraniczne połączenia z Argentyną i z Itaipu (elektrownia wodna należąca do Brazylii i Paragwaju). Koordynację międzyobszarowej oraz transgranicznej wymiany energii elektrycznej prowadzi ANEEL (ang. Brazilian Electricity Regulatory Agency) [6] i ONS (ang. Brazilian Power System Operator) [102]. W Azji Środkowo-Zachodniej oraz Europie Wschodniej występuje rozbudowana sieć połączeń transgranicznych z SEE Rosji w skrócie IPS/UPS (ang. Interconnected Power System / Unified Power System) [25] [45] [174]. Struktura połączeń IPS/UPS została przedstawiona na rys. 2.3. System UPS zarządzany przez FGC UES (ang. Federal Grid Company of Unified Energy System) tworzy sześciu regionalnych operatorów przesyłowych (ECO Center, ECO South, ECO North-West, ECO Middle Volga, ECO Urals and ECO Siberia) oraz ECO East odizolowany od UPS Rosji. System UPS połączony jest z systemem IPS do którego należą Białoruś, Ukraina, Kazachstan, Azja Środkowa (SEE Uzbekistanu, Tadżykistanu, Kirgizji i Tadżykistanu), kraje bałtyckie i Mołdawia, Azerbejdżan i Gruzja. W ramach systemu IPS występują połączenia transgraniczne pomiędzy poszczególnymi państwami. Rys. 2.3. Struktura połączeń transgranicznych i międzysystemowych Państw należących do IPS/UPS opracowano na podstawie [45] 23

W 2001 r. zawiązana została umowa o współpracy OPS pod nazwą BRELL (ang. Power Ring of Belarus, Russia, Estonia, Latvia and Lithuania) [25], która reguluje zasady funkcjonowania utworzonego pierścienia transgranicznych połączeń elektroenergetycznych łączących Białoruś Rosję (obszar IPS Centrum oraz IPS Północny-Zachód) Estonię Łotwę Litwę. Poza omówionymi wybranymi przykładami, w literaturze opisanych jest wiele innych dobrze zorganizowanych (technicznie i organizacyjnie) połączonych SEE/obszarów. Zaliczają się do nich m.in.: państwa Ameryki Środkowej [57], państwa Azji Południowo Wschodniej oraz Chiny [58] [86] [87], Australia [58] [98]. 2.2. Uwarunkowania występujące w krajach europejskich Na przykładzie europejskiego systemu kontynentalnego opisane zostaną uwarunkowania i regulacje, które określają zasady wymiany energii elektrycznej w systemach połączonych. W opinii autora, co potwierdza literatura [41] [45] [58] [98] Europa ma jedną z najbardziej rozbudowanych na świecie sieci połączeń transgranicznych. Za początek procesu tworzenia zasad wzajemnej handlowej wymiany energii elektrycznej przyjmuje się 1996 rok, w którym to PEiRUE (Parlament Europejski i Rada Unii Europejskiej) uchwali dyrektywę nr 96/92/EC [36] dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. W 2003 r. dyrektywa nr 96/92/EC została zastąpiona przez dyrektywę nr 2003/54/EC [33], w której w sposób ogólny określono ramy funkcjonowania rynku energii elektrycznej, nie określając jednak m.in. zalecanej metody zarządzania ograniczeniami występującymi na liniach wymiany. 26 czerwca 2003 r. zatwierdzone zostało rozporządzenie nr 1228/2003 [122] ustanawiające reguły transgranicznej wymiany energii elektrycznej. Rozporządzenie miało na celu zwiększenie konkurencji na wewnętrznym rynku energii elektrycznej, z uwzględnieniem specyfiki rynków krajowych. Opracowana 18 stycznia 2006 r. dyrektywa nr 2005/89/WE [34], wprowadziła działania na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej oraz inwestycji infrastrukturalnych nakładając obowiązek ścisłej współpracy pomiędzy OSP w sprawach związanych z rozbudową połączeń międzysystemowych. 9 listopada 2006 r. Komisja Europejska zatwierdziła zmodyfikowane wytyczne (załącznik do rozporządzenia nr 1228/2003 [122]) w sprawie zarządzania transgraniczną wymianą energii elektrycznej, które miały na celu efektywne wykorzystanie europejskiej sieci elektroenergetycznej z poszanowaniem bezpieczeństwa dostaw. 24

Istotne zamiany zasad funkcjonowania połączonych europejskich SEE wprowadziło uchwalenie przez PEiRUE tzw. III (Trzeciego) Pakietu Energetycznego (3 marca 2009 r.) [32] [139]. Stał się on narzędziem do realizacji celów europejskiej polityki energetycznej, w tym przede wszystkim do dokończenia procesu budowania jednolitego rynku energii w całej UE. Wdrożenie pakietu miało pomóc liberalizacji i dalszemu rozwojowi konkurencji na rynkach energii elektrycznej (oraz gazu) a także poprawić standard usług i bezpieczeństwo dostaw. W celu realizacji celów III Pakietu Energetycznego, 13 lipca 2009 PEiRUE wprowadzili (w zakresie zagadnień związanych z energią elektryczną) [32] [139]: dyrektywę nr 2009/72/EC [35] określającą wspólne zasady wewnętrznego rynku energii elektrycznej; rozporządzenie nr 713/2009 [123] ustanawiające powołanie Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki w skrócie ACER (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators) [7], której zadaniem była koordynacja i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych, monitorowanie współpracy regionalnej pomiędzy OSP, uczestniczenie w opracowywaniu kodeksów sieci; rozporządzenie nr 714/2009 [124] w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej. Potrzeba rozwoju połączeń międzysystemowych została podkreślona w ustanowionym 17 kwietnia 2013 r. rozporządzeniu nr 347/2013 [121], w którym to określone zostały wytyczne terminowego rozwoju i interoperacyjności priorytetowych korytarzy i obszarów transeuropejskiej infrastruktury energetycznej. W załączniku I do rozporządzenia wskazane zostały priorytetowe korytarze i obszary infrastruktury energetycznej [121]. 23 lipca 2015 r. zatwierdzone zostało rozporządzenie 2015/1222 [119] ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych i ograniczeń przesyłowych. Powołanie w myśl dyrektywy nr 2009/72/EC [35] organizacji pn. Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej w skrócie ENTSO-E (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity) [35] [41] miało na celu wspomaganie zrównoważonego rozwój paneuropejskiego systemu przesyłowego energii elektrycznej na potrzeby bezpieczeństwa dostaw oraz zaspokojenia potrzeb wewnętrznego rynku energii. ENTSO-E zrzesza 41 operatorów systemów przesyłowych z 34 krajów. Od dnia 3 marca 2011r. na podstawie Rozporządzenia nr 714/2009 [124] ENTSO-E skupia (inkorporuje) w sobie działalność prowadzoną przez organizacje ETSO (ang. European Transmission System Operators) [42], UCTE (ang. Union for the Coordination of Transmission of Electricity) oraz regionalne stowarzyszenia operatorskie: krajów skandynawskich NORDEL 25

(ang. Nordic TSO Association), krajów bałtyckich BALTSO (ang. Baltic TSO Association), Wielkiej Brytanii UKTSOA (ang. United Kingdom TSO Association) i Irlandii ATSOI (ang. Association of TSOs in Ireland). Grupy regionalne w ramach ENTSO-E przedstawia rys. 2.4. Rys. 2.4. Grupy regionalne w ramach ENTSO-E opracowano na podstawie [41] W ramach ENTSO-E [41] funkcjonuje Grupa Regionalna Europy Kontynentalnej RGCE (ang. Regional Group Continental Europe), skupiająca operatorów dawnego UCTE. Zasadniczym celem działania ENTSO-E RGCE jest zapewnienie bezpiecznej i niezawodnej pracy synchronicznej pracujących systemów elektroenergetycznych poprzez współpracę techniczną w zakresie koordynacji działań, ujednolicenie zasad prowadzenia ruchu i wymianę informacji. Dla realizacji tego celu opracowano szereg zaleceń, rekomendacji i wymagań do stosowania przez poszczególnych OSP, zapisanych w Instrukcji pracy systemów połączonych w skrócie OH (ang. Regional Group Continental Europe Operation Handbook) [138]. Operatorzy zobowiązali się do przestrzegania OH poprzez podpisanie wielostronnej umowy MLA (ang. Multilateral Agreement). W składającej się z siedmiu części (ang. Policy) OH [22] [23] przedstawione zostały podstawowe zasady i rekomendacje techniczne dotyczące współpracy OSP, w tym także reguły współpracy z jednostkami wytwórczymi, monitorowania oraz kryteriów bezpieczeństwa. Standardy dotyczące przyłączenia do systemu przesyłowego, taryf przesyłowych, metod rozliczeniowych czy też zasad funkcjonowania rynku energii w poszczególnych krajach są ustalane zgodnie z Kodami Sieciowymi, kontraktami lub innymi porozumieniami. Kodeksy sieciowe [22] [23] stanowią zbiory przepisów regulujących 26

organizacje europejskiego rynku energii elektrycznej w zakresie alokacji zdolności przesyłowych (w pewnym sensie stanowiące odpowiednik IRiESP dla europejskiego systemu elektroenergetycznego z rozszerzeniem o aspekty rynkowe). Zgodnie z Art. 8 Rozporządzenia 714/2009 [124] kodeksy sieci powinny regulować m.in. obszary: bezpieczeństwa i niezawodności sieci, w tym zdolności rezerwowej ( ), alokacji zdolności i zarządzania ograniczeniami ( ), rekompensat dla operatorów działających między systemami przesyłowymi ( ). Poza dyrektywami i organizacjami nadzorującymi pracę europejskich OPS zawiązywane są inicjatywy i porozumienia mające na celu poprawę funkcjonowania współpracy operatorskiej. Od 2006 r. prowadzona jest Elektroenergetyczna Inicjatywa Regionalna skrót ERI (ang. Electricity Regional Initiative) [37], w ramach Europejskiej Grupy Regulatorów Energii i Gazu skrót ERGEG (ang. European Regulators Group for Electricity and Gas). Grupa skupia ośmiu OSP z Austrii, część Niemiec, Polski, Czechy, Słowenii, Węgier i Słowacji. Operatorzy: PSE S.A., ČEPS a.s., VE-T GmbH, SEPS a.s., E-ON Netz GmbH, MAVIR, APG i ELES współdziałają z operatorami z regionu Europy Środkowo- Wschodniej w ramach struktur roboczych ustanowionych przez ERGEG, uczestniczą w skoordynowanym mechanizmie zarządzania ograniczeniami przesyłowymi wymiany transgranicznej i udostępniania zdolności przesyłowych w drodze aukcji uczestnikom rynku. W 2007 r. zawarto porozumienie o współpracy OSP z Polski, Litwy, Łotwy i Estonii na rzecz doprowadzenia do integracji rynków energii elektrycznej krajów bałtyckich z wewnętrznym rynkiem energii elektrycznej Unii Europejskiej. Sygnatariusze porozumienia zobowiązali się do określenia możliwych do wprowadzenia wspólnych rozwiązań technicznych, ekonomicznych, finansowych, regulacyjnych i organizacyjnych. W 2008 r. OSP z Polski, Litwy, Łotwy, Estonii, Finlandii i Szwecji zawarli porozumienie o współpracy (ang. Memorandum of Understanding) w zakresie planowania i koordynacji rozwoju systemów przesyłowych w obszarze Morza Bałtyckiego. Wymienione dyrektywy, rozporządzenia i inne porozumienia stanowią jedynie fragment przepisów regulujących współpracę europejskich OSP. Liczba regulacji podkreśla istotę, złożoność i wieloaspektowość relacji międzyoperatorskich. 2.3. Uwarunkowania występujące w Krajowym Systemie Elektroenergetycznych Analizując uwarunkowania krajowe należy mieć na względzie, że Polska przystępując do UE zobowiązała się do przyjęcia i stosowania Traktatu o Unii Europejskiej [22] [23] [139] 27

a co z tego wynika, dostosowania polskiego prawa do dyrektyw UE oraz obowiązku bezpośredniego wprowadzenia rozporządzeń opisanych w rozdziale 2.2. W Polsce zasadniczym dokumentem regulującym całokształt spraw związanych z polityką energetyczną państwa jest Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne [140] wraz z nowelizacjami (Ustawa Pe) [22] [23] [139]. W myśl art. 9 ust. 3 i 4 Ustawy Pe [140] powstało Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dn. 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania SEE. Rozporządzenie określa m.in. warunki świadczenia usług przesyłania, dystrybucji energii elektrycznej oraz korzystania z systemu elektroenergetycznego i połączeń międzysystemowych a także warunki współpracy pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych. Zgodnie z art. 9g Ustawy Pe [140] PSE S.A. opracowało IRiESP [111]. Dokument przedstawia warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci a także określa szczegółowe warunki korzystania z sieci elektroenergetycznych przez użytkowników. Zawiera informacje nt. bilansowania systemu oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi. Na podstawie zapisów art.16 ust. 1 Ustawy Pe Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii sporządza, dla obszaru swojego działania, plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię, na okres nie krótszy niż 3 lata [140]. Jednocześnie w myśl art.16 ust. 2 Ustawy Pe [140], OSP sporządza plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na okres 10 lat. Plan ten jest aktualizowany co 3 lata. W 2016 r. PSE S.A. opracowało Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025 [105], który zawiera informacje nt. zamierzeń inwestycyjnych w tym dotyczących przewidywanych połączeń międzysystemowych. W październiku 2009 r. opublikowana została Polityka energetyczna Polski do 2030 r. (PEP 2030) [106] zaś w sierpniu 2014 r. została przedstawiona do konsultacji Polityka energetyczna Polski do 2050 r. Jednym z głównych celów postawionych w PEP 2030 jest zgodnie z rozdz. 3.1.2. Wytwarzanie i przesyłanie energii elektrycznej oraz ciepła: Rozwój połączeń transgranicznych skoordynowany z rozbudową krajowego systemu przesyłowego i rozbudową systemów krajów sąsiednich, pozwalający na wymianę co najmniej 15% energii elektrycznej w kraju do roku 2015, 20% do roku 2020 oraz 25% do roku 2030 ( ) [106]. Odnosząc się do uwarunkowań UE PSE S.A. zgodnie z art. 16 ust. 1 pkt. 4 Ustawy Pe [140] zobowiązane jest do wypełniania zapisów rozporządzenia 714/2009, w myśl którego ENTSO-E co dwa lata publikuje dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym [41] [124] w skrócie TYNDP (ang. Ten Year Network Development Plan). 28

Opublikowana w grudniu 2014 r. edycja TYNDP (obecnie trwa opracowywanie TYNDP 2016) zawiera cztery grupy (tzw. klastry) projektów dotyczących rozwoju KSE i połączeń transgranicznych [41] [105]. Należą do nich: Projekt 94 GerPol Improvements projekt mający na celu zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym (obejmującym połączenia na granicy z Niemcami, Czechami i Słowacją) poprzez przełączenie linii 220 kv Krajnik- Vierraden na napięcie 400 kv oraz instalację przesuwników fazowych na istniejących połączeniach Polska-Niemcy; Projekt 58 GerPol Power Bridge projekt mający na celu dalsze zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym. Realizacja projektu przewidziana jest w dwóch etapach. Pierwszy etap (do 2020 r.), przewiduje rozbudowę wewnętrznej sieci przesyłowej w zachodniej części kraju, natomiast drugi (w horyzoncie do 2030 r.) budowę nowej linii transgranicznej Polska-Niemcy; Projekt 59 LitPol Link Stage I oraz LitPol Link Stage II projekt obejmuje pierwszy (zrealizowany w 2015 r.) i drugi etap (do 2020 r.) nowego połączenia transgranicznego łączącego systemy elektroenergetyczne Polski i Litwy. Celem projektu jest umożliwienie wymiany mocy Państw Bałtyckich: Litwy, Łotwy i Estonii z Europą Kontynentalną. 29

3. REGULACJA PRZEPŁYWU MOCY CZYNNEJ PRZEGLĄD METOD W niniejszym rozdziale opisane zostaną metody regulacji przepływu mocy czynnej stosowane w sieciach przesyłowych. 3.1. Metoda regulacji kąta obciążenia Metoda regulacji kąta obciążenia może być stosowana dla konfiguracji sieci pracującej w układzie oczkowym [12] [15] [17] [18] [19] [20] [21] [72] [73] [74] [76] [84] [85] [88] [89] [91] [92] [93] [94] [96] [97] [111] [113] [114] [115] [116] [131] [154] [159] [162] [163] [168] [171] [172] [173]. Znajduje częste zastosowanie do regulacji przepływu mocy czynnej w międzysystemowych liniach przesyłowych. Istotę metody przedstawiono na rys. 3.1. a) b) c) P U i U k P I P II Linia I Linia II U j P I k U i U j jxi I U j U k jxi II U i U k U k I II Rys. 3.1. Ilustracja zmiany przepływu mocy czynnej za pomocą zmiany kąta obciążenia: a) schemat przykładowego układu przesyłowego, b) wykres fazorowy dla linii I, c) wykres fazorowy dla linii II opracowano na podstawie [74] [88] [89] [94] [111] [113] [116] Na skutek rozpływu mocy w sieci, napięcia na początku oraz na końcu układu przesyłowego tworzonego przez przykładowe dwie równoległe linie przesyłowe (I i II) o jednakowych parametrach, przyjmują wartości: i a także różnicę argumentów oznaczoną jako. Dla przyjętych wartości napięć i kąta obciążenia przez linię I płynie prąd (wykres fazorowy rys.3.1b), a moc czynna opisana jest (w przybliżeniu) wzorem: sin (3.1) X W równoległej linii II został zainstalowany transformator dodawczy (TD). Do napięcia dodawane jest prostopadłe do niego napięcie. W efekcie, na początku linii II za TD 30

występuje napięcie. Kąt obciążenia dla linii II jest równy δ δ. Przez linię II płynie prąd (rys. 3.1c) a moc czynna opisana jest (w przybliżeniu) wzorem: sinδ δ (3.2) X W związku z zależnością δ δ δ, moc jest większa od mocy. Łącznie do obu linii wpływa moc. Zmiana wartości napięcia dodawczego powoduje zmianę kąta i tym samym zmianę mocy. Napięcie dodawcze można regulować łącznie ze zmianą znaku. Przy ujemnej wartości następuje zmniejszenie kąta obciążenia i tym samym zmniejszenie mocy. Przy zerowej wartości moc wpływająca do danego układu przesyłowego podzieli się równo na obie linie, czyli 0,5 przypadek taki odpowiada sytuacji braku transformatora dodawczego w linii II (przyjmując, że jego impedancja zastępcza wzdłużna może być pominięta). Zmieniając wartość napięcia dodawczego można zmieniać proporcje między mocami oraz w liniach równoległych, czyli wpływać na przepływy mocy tymi liniami (nie może zmienić sumarycznej mocy przepływającej przez oba tory linii w układzie). 3.2. Metoda kompensacji reaktancji wzdłużnej linii przesyłowej baterią kondensatorów szeregowych Według zależności opisanej wzorem (3.1) wynika, że wraz ze wzrostem dystansu przesyłu zwiększa się reaktancja linii przesyłowej a tym samym zmniejsza maksymalna moc czynna, jaką przy danym napięciu można przesłać na tę odległość (ang. power transfer capability) [94] [150]. W przypadku określonej odległości przesyłu, zwiększenie maksymalnej wartości mocy czynnej można uzyskać dwiema metodami [18] [85] [94] [100], poprzez: zwiększenie napięcia znamionowego układu przesyłowego w celu zwiększenia mocy przesyłanej na dużą odległość. Metoda jest rzadko stosowana, głównie z powodu ograniczonej wytrzymałości elektrycznej powietrza (odległości izolacyjne linii napowietrznych) oraz możliwości technicznych opanowania zjawiska ulotu (korony); sztuczne zmniejszenie reaktancji linii przesyłowej poprzez zastosowanie baterii kondensatorów szeregowych. Metoda kompensacji szeregowej (szerzej opisana w [84] [85] [100]) wykorzystywana jest przy dużej odległości przesyłu (powyżej kilkuset kilometrów) do zwiększenia mocy maksymalnej układu przesyłowego (amplituda kątowej 31

charakterystyki mocy). Odbywa się to poprzez sztuczne zmniejszenie reaktancji wzdłużnej linii za pomocą baterii kondensatorów o reaktancji włączonej szeregowo do danej linii przesyłowej ( ). Ze względów technicznych i ekonomicznych zasadniczo stosuje się dwa sposoby umiejscowienia kondensatorów: w środku linii sposób włączenia przedstawia rys. 3.2a, na obu końcach linii sposób włączenia przedstawia rys. 3.2b. a) XC 0. 5X L b) 0.5 X C 0. 35 X L 0.5 X C 0. 35 X L Rys. 3.2. Sposoby włączania kondensatorów szeregowych: a) w środku linii; b) na końcach linii zaczerpnięto z [85] [94] [100] 3.3. Metoda kompensacja reaktancji linii źródłem napięcia Alternatywą do zastosowania baterii kondensatorów szeregowych jest zmniejszenie zastępczej reaktancji elementu znajdującego się między dwoma węzłami poprzez włączenie szeregowo źródła napięcia sterowanego prądem [94] [150]. Metoda ta została zilustrowana na rys. 3.3. Uzyskanie efektu kompensacji reaktancji linii wymaga, aby dla każdego stanu obciążenia napięcie źródła miało wartość: (3.3) W wyniku włączenia źródła szeregowo otrzymuje się zależności (dla schematu zastępczego linii wraz ze źródłem rys. 3.3a): (3.4) czyli (3.5) (3.6) 32

a) U i U k X L I U j b) U i U k jx K I X L X K I U j c) U k U i U j U k jx L I I Rys. 3.3. Przykładowy schemat kompensacji reaktancji elementu sieci za pomocą źródła napięcia sterowanego prądem: a) linia z szeregowo włączonym źródłem napięcia; b) reaktancja zastępcza; c) wykres fazorowy opracowano na podstawie [94] Równanie (3.6) odpowiada schematowi zastępczemu z rys. 3.3b, w którym reaktancja zastępcza linii przyjmuje wartość, czyli identyczną jak gdyby reaktancja linii była skompensowana reaktancją. Napięcie źródła włączonego szeregowo do linii przesyłowej (rys. 3.3c) kompensuje stratę napięcia na reaktancji linii [94] [150]. Efekt kompensacji reaktancji uzyskuje się wówczas, gdy napięcie źródła jest sterowane prądem i dane wzorem (3.3). Występujące na reaktancji zastępczej straty mocy biernej są mniejsze od strat na reaktancji linii przesyłowej. Rolą źródła jest dostarczenie do linii przesyłowej mocy biernej pojemnościowej, która umożliwi skompensowanie różnicy strat mocy biernej powstałych w reaktancji linii przesyłowej i reaktancji zastępczej. 33

4. URZĄDZENIA DO REGULACJI PRZEPŁYWU MOCY CZYNNEJ PRZEGLĄD ROZWIĄZAŃ Zastosowanie w sieci przesyłowej metod regulacji mocy czynnej opisanych w rozdziale 3 wymaga użycia specjalistycznych rozwiązań technicznych. Stosując ogólny podział urządzenia do regulacji przepływu mocy wyróżnia się transformatory regulacyjne oraz urządzenia FACTS, które w sposób szczegółowy zostaną scharakteryzowane w kolejnych podrozdziałach. 4.1. Transformator regulacyjny Jednym z podstawowych urządzeń wykorzystywanych do regulacji przepływów mocy jest transformator lub zespół transformatorowy z regulacją przekładni [61] [77] [94] [96] [97] [113] [116] [152] [166] [171] [172]. Przykładowy schemat budowy transformatora (trójfazowego) zilustrowano na rys. 4.1. Rys. 4.1. Przykładowy przekrój transformatora trójfazowego opracowano na podstawie [129] Regulacja wykonywana jest poprzez zmianę położenia przełącznika zaczepów w wyniku czego otrzymuje się skokową zmianą przekładni transformatora/zespołu transformatorowego. W transformatorach dużych mocy regulacja wykonywana jest bez odłączenia transformatora od sieci, czyli pod obciążeniem. Transformatory wyposażone w układy do zmiany przekładni pod obciążeniem nazywa się często transformatorami 34

regulacyjnymi [92] [94] [116] [152]. W praktyce systemowe transformatory regulacyjne mogą być wykorzystywane w procesie regulacji: napięcia, mocy biernej, mocy czynnej [92] [94] [116]. Uproszczony schemat funkcjonalny regulacji, realizowanej za pomocą transformatora regulacyjnego przedstawiono na rys. 4.2. Rys. 4.2. Schemat funkcjonalny układu regulacji przekładni transformatora zaczerpnięto z [94] [116] Gdy dochodzi do zmian stanu pracy sieci z(t), regulator oddziałuje na przełącznik zaczepów transformatora regulacyjnego, wywołując w ten sposób zmianę jego przekładni [61] [92] [94] [116] [152]. Zmiana ta powinna być odpowiednia do związanego ze zmianą stanu pracy sieci. Regulator określa nastawy dla nowych warunków pracy sieci na podstawie pomiaru napięcia oraz prądu po wybranej stronie transformatora. Regulator pozyskuje wielkości pomiarów, które porównuje z wartościami zadanymi i wypracowuje odpowiedni sygnał regulacyjny oraz realizuje zadany algorytm regulacji. W przypadku niektórych transformatorów energetycznych, regulatory mogą otrzymywać również dodatkowe sygnały sterujące z zewnątrz, na przykład z regulatora nadrzędnego realizującego zadania obszarowe lub zadania wynikające z hierarchizacji struktury regulacji i sterowania. Podstawowym urządzeniem transformatora regulacyjnego jest transformator dodawczy (TD) [61] [92] [94] [116] [152]. Transformator ten w głównej mierze wpływa na regulację kąta przesunięcia fazowego pomiędzy napięciami występującymi na obydwu końcach całej jednostki. Uzwojenia poszczególnych faz TD po stronie górnego napięcia włączone są do układu przesyłowego szeregowo. Uzwojenia po stronie dolnego napięcia mogą być zasilane napięciami fazowymi lub międzyfazowymi z transformatora wzbudzającego (TW) lub bezpośrednio z trzeciego uzwojenia jednostki głównej. TW zapewnia zasilanie TD napięciem o odpowiedniej wartości, kącie fazowym i kolejności faz. Rolę TW może również pełnić trzecie uzwojenie jednostki głównej (rys. 4.3a). Pomimo takiej możliwości wyposażenie jednostki dodawczej w TW (rys. 4.3b) jest eksploatacyjnie wygodniejsze [61] [92] [94] [116] [152]. 35

Rys. 4.3. Przykładowy schemat ideowy zasilania regulacyjnego a) zasilanie transformatora dodawczego z trzeciego uzwojenia jednostki głównej; b) zasilanie transformatora dodawczego z transformatora wzbudzającego zaczerpnięto z [94] [116] 4.1.1. Metody regulacji Idea regulacji zespołu transformatorowego została przedstawiona na rys. 4.4. Rys. 4.4. Idea regulacji zespołu transformatorowego a) uzwojenia transformatora dodawczego; b) wykres napięć fazowych i napięć międzyfazowych jednostki dodawczej zaczerpnięto z [94] [116] gdzie:,, - napięcia zasilające uzwojenia szeregowe jednostki dodawczej;,, - napięcia dodawcze,,, napięcia międzyfazowe. Transformatory regulacyjne mogą realizować trzy podstawowe sposoby regulacji [61] [92] [93] [94] [116] [152] [172]: 1. Regulacja wzdłużna zasilanie TD napięciami fazowymi o niezmiennej kolejności faz (,, ) powoduje uzyskanie napięć dodawczych w postaci:,,, w których stanowi wypadkową przekładnię TW i TD [157] [94] [116] [160] [162] [164] (rys. 4.5). Na skutek takiej regulacji zespół transformatorowy służy jedynie do zmiany wartości napięcia w gałęzi (wartość kąta fazowego napięcia pozostaje niezmieniona). 36

Rys. 4.5. Wykres napięć fazowych jednostki dodawczej dla regulacji wzdłużnej zaczerpnięto z [94] [116] gdzie:,, - napięcia na wyjściu uzwojenia szeregowego jednostki dodawczej. 2. Regulacja poprzeczna w wyniku zasilania strony dolnego napięcia TD napięciami międzyfazowymi (bądź napięciami fazowymi o zmienionej kolejności faz) otrzymuje się napięcia dodawcze:,,, w których stanowi wypadkową przekładnię TW i TD [74] [113] [157] [94] [116] [160] [162] [164] [166] [171] [172] (rys. 4.6). Wartość kąta zależy od modułu wektorów napięć dodawczych, tym samym zmiana długości wektorów (modułu) napięć dodawczych umożliwia regulację kąta fazowego napięcia za zespołem transformatorowym. Rys. 4.6. Wykres napięć fazowych jednostki dodawczej dla regulacji poprzecznej zaczerpnięto z [94] [116] 3. Regulacja wzdłużno-poprzeczna polega na połączeniu regulacji wzdłużnej i regulacji poprzecznej (zasilanie TD dwoma uzwojeniami pierwotnymi z czego jedno zasilane napięciem fazowymi a drugie międzyfazowym). Umożliwia regulację modułu napięcia oraz kąta fazowego napięcia [74] [113] [157] [94] [116] [160] [162] [164] [166] [171] [172]. Regulacja wzdłużno-poprzeczna może być realizowana dwoma sposobami [116] [131]: 37

a) Rozdzielnie (regulacja wzdłużno poprzeczna niezależna) regulacja wzdłużna wykonywana jest na jednostce głównej zespołu transformatorowego, zaś regulacja poprzeczna realizowana jest na jednostce dodawczej (rys. 4.7). Oba rodzaje regulacji mogą być wykonywane niezależnie. Rys. 4.7. Przykładowy schemat zespołu transformatorowego z regulacją wzdłużno poprzeczną niezależną zaczerpnięto z [116] b) Łącznie (regulacja wzdłużno-poprzeczna zależna zwykle nazywana skośną) oba rodzaje regulacji wykonuje się w jednostce dodawczej współzależnie tj. regulacja jednej składowej napięcia (w układzie biegunowym) moduł bądź kąt fazowy pociąga za sobą zmianę drugiego z parametrów napięcia. Rys. 4.8. Przykładowy schemat zespołu transformatorowego z regulacją wzdłużno poprzeczną zależną zaczerpnięto z [116] 4.1.2. Przyporządkowanie rodzajów regulacji do urządzeń Przyporządkowanie rodzajów regulacji do urządzeń elektroenergetycznych je realizujących zostało przedstawione na rys. 4.9. 38

Rys. 4.9. Rodzaje regulacji transformatora i urządzeń je realizujących opracowano na podstawie [116] 4.2. Transformator regulacyjny sterujący przepływem mocy czynnej przesuwnik fazowy Przesuwnik fazowy pomimo pozornie prostej zasady działania, jako maszyna elektryczna jest urządzeniem skomplikowanym zarówno pod względem elektrycznym jak i konstrukcyjnym. Na podstawie przeanalizowanej literatury [12] [16] [48] [49] [66] [69] [70] [71] [72] [73] [76] [84] [88] [89] [94] [96] [97] [109] [111] [113] [114] [116] [118] [126] [131] [132] [141] [142] [143] [152] [171] [172], autor w niniejszym rozdziale przedstawi najistotniejsze aspekty techniczne związane z PF. 4.2.1. Podstawowe parametry i informacje techniczne Podstawowe wielkości elektryczne opisujące PF [48] [49] [69] [72] [88] [89] [111] [113] [114] [116] [126] [131] [141] [142] zostały zaznaczone na rys. 4.10. Rys. 4.10. Schemat ideowy przesuwnika fazowego opracowano na podstawie [49] [69] [92] [94] 39

Oznaczenia: zacisk źródłowy (ang. source terminal) PF; zacisk obciążenia (ang. load terminal); reaktancja zastępcza PF; prąd płynący przez PF; napięcie węzła i (napięcia fazowe strony źródłowej); napięcie węzła j (napięcia fazowe strony obciążeniowej); napięcie występujące za PF (napięcia fazowe za PF idealnym niemierzalne w rzeczywistym układzie); napięcie dodawcze idealnego transformatora dodawczego (napięcie fazowe). Do podstawowych parametrów technicznych PF, mające wpływ na jego pracę w systemie, zalicza się: napięcie znamionowe, moc przechodnia trójfazowa, zakres bezobciążeniowego kąta regulacji, moc własna PF, impedancja zastępcza PF (transformatora dodawczego TD) dla kąta = 0, zmienność impedancji zastępczej w funkcji obciążenia i zmian kąta, rodzaj regulacji (symetryczna/asymetryczna). PF jest projektowany (wymiarowany) na kąt fazowy regulacji w stanie bez obciążenia [48] [49] [69] [72] [111] [113] [126] [131] [132] [141]. Bezobciążeniowy kąt fazowy regulacji PF α, może mieć wartość ujemną (rys. 4.11a) opóźniający kąt fazowy regulacji (ang. retard phase angle) lub dodatnią (rys. 4.11b) wyprzedzający kąt fazowy regulacji (ang. advance phase angle). a) b) U k jx PF I U k U i U k U j jx PF I U k U j U i Rys. 4.11. Wykres napięć PF dla wysterowania kąta fazowego regulacji : a) opóźniający kąt fazowy regulacji, b) wyprzedzający kąt fazowy regulacji opracowano na podstawie [48] [49] 40

Moc przechodnia PF ( ) [48] [49] [69] [72] [111] [113] [126] [131] [132] [141] jest wielkością wynikającą z napięcia znamionowego oraz prądu znamionowego płynącego w uzwojeniu wtórnym TD (pełny prąd płynący między zaciskami i PF). Moc własna PF ( ) [48] [49] [69] [72] [111] [113] [126] [131] [132] [141] to wielkość wynikająca z napięcia dodawczego wytwarzanego w TD i prądu płynącego przez jego uzwojenie. Moc własna PF stanowi główne ograniczenie konstrukcyjne całego PF. Równanie (4.1) przedstawia ścisłą zależność pomiędzy mocą przechodnią, mocą własną a maksymalnym kątem regulacji PF (dla PF symetrycznego). 2 sin 2 (4.1) Ważnym parametrem PF jest impedancja (reaktancja) zastępcza ( ; przy 0, ) [48] [49] [69] [72] [111] [113] [126] [131] [132] [141]. W przypadku rozwiązania konstrukcyjnego dwurdzeniowego symetrycznego impedancja zastępcza wzdłużna PF zmienia swą wartość wraz ze zmianą kąta, co w przybliżeniu można opisać zależnością: % % (4.2) gdzie: % procentowa reaktancja dla przełącznika zaczepów w pozycji zero ( 0); współczynnik rozchyłu ramion charakterystyki (np. dla wyrażonego w radianach A = 32,8, zaś przy wyrażeniu w stopniach elektrycznych A = 0,01). Zazwyczaj minimalna wartość % (podawana dla rzeczywistych rozwiązań PF) zawiera się w przedziale 5 5,5% [69] [116]. Na rysunku 4.12 przedstawiono wykres zależności reaktancji PF od kąta regulacji. X % [%] 10 9,5 9 8,5 8 7,5 7 6,5 6 5,5 5 20 15 10 5 0 5 10 15 20 [deg] Rys. 4.12. Zależność reaktancji względnej PF [%] od kąta regulacji α [deg] przy założeniu % =5,5% opracowano na podstawie [69] [116] 41

Istotnym parametrem jest również kąt wewnętrzny PF (tzw. kąt fazowy regulacji pod obciążeniem) [48] [49] [69] [72] [111] [113] [126] [131] [132] [141], który określa kąt zawarty pomiędzy napięciami na impedancji własnej PF (wynika ze spadku napięcia na impedancji PF). Kąt wewnętrzny opisany jest wzorem (4.3). arctg 100 (4.3) gdzie: kąt przesunięcia fazowego pomiędzy napięciem i prądem. W celu zwiększenia możliwości transportowych stosuje się rozwiązania konstrukcyjne polegające m.in. na różnych sposobach połączeń TD z TW wraz z wydzieleniem oddzielnych kadzi, podziałem na jednostki jedno lub trójfazowe, wydzieleniu układów chłodzenia. Zastosowanie tych rozwiązań skutkuje powstaniem następujących typów urządzeń [3] [48] [49] [69] [72] [111] [113] [126] [127] [128] [131] [132] [141]: 1. Jednordzeniowe (ang. signal-core) bazujące zazwyczaj na wykonaniu w oparciu o jedną jednostkę transformatorową (kadź). Uzwojenie z przełącznikiem zaczepów, które jest podłączone do zacisku wejściowego, jest sprzężone magnetycznie z uzwojeniem pomiędzy dwoma innymi fazami (zaciskami). Przykład sylwetki PF wykonywanego w konfiguracji jednordzeniowej zamieszczono na rys. 4.13. 2. Dwurdzeniowe (ang. two-core) bazujące zazwyczaj na wykonaniu w postaci dwóch odrębnych jednostek transformatorowych: TW o zmiennych zaczepach do regulacji amplitudy napięcia kwadraturowego (przesuniętego o 2), TD do wprowadzenia napięcia kwadraturowego do odpowiedniej fazy. Rozwiązania konstrukcyjne PF wykonywanego w konfiguracji dwurdzeniowej ilustrują rys. 4.14 oraz 4.15 Rys. 4.13. Przykładowa sylwetka PF w konfiguracji jednordzeniowej zaczerpnięto z [129] 42

Rys. 4.14. Przykładowy schemat blokowy PF w konfiguracji dwurdzeniowej w odniesieniu do schematu połączeń elektrycznych opracowano na podstawie [111] [129] Rys. 4.15. Przykładowa sylwetka PF w konfiguracji dwurdzeniowej zaczerpnięto z [3] Przedstawiona na rys. 4.10 oraz wykresach (rys. 4.11) zasada pracy PF dostosowywana jest do rozwiązań konstrukcyjnych. W przypadku najczęściej występującego rozwiązania dwurdzeniowego (zgodnie z rys. 4.16, na przykładzie fazy L1) PF wprowadza do fazy L1 linii dodatkowe napięcie przesunięte o 2 do napięcia źródłowego, pochodzące od napięcia skojarzonego fazy L2 i L3. W rozwiązaniu konstrukcyjnym asymetrycznym (rys. 4.17a), do napięcia źródłowego dodaje się wektorowo napięcie przez co uzyskuje się przesunięte w fazie w stosunku do, ale równocześnie zmienioną wartość napięcia w stosunku do napięcia. W rozwiązaniu konstrukcyjnym symetrycznym (rys. 4.17b), poprzez podzielenie uzwojenia dodawczego na połowę i zasilenie TW 43

ze środkowego odczepu, uzyskuje się równoczesną (symetryczną) zmianę wartości napięcia odniesienia i wyjściowego. Zmiana SEM dodawanej ( ) powoduje tylko zmianę fazy (argumentu) napięcia bez zmiany wartości (modułu) napięcia. Rys. 4.16. Podstawowe zjawiska występujące w PF, przedstawione na przykładzie urządzenia dwurdzeniowego opracowano na podstawie [3] [111] U k1 a) b) U j1 U i1 U j1 U k1 U k1 U i1 U i3 U i3 U j2 U j2 U k3 U k2 U j3 U i2 U j3 U i2 Rys. 4.17. Wykres podziału PF pod względem regulacji napięcia wyjściowego: a) asymetryczny; b) symetryczny opracowano na podstawie [48] [49] [69] [111] [113] [128] Po uwzględnieniu rozwiązań konstrukcyjnych oraz ewentualnej możliwości regulacji napięcia wyjściowego można wyróżnić cztery podstawowe typy PF: jednordzeniowy asymetryczny, jednordzeniowy symetryczny, dwurdzeniowy asymetryczny (ang. quadbooster), dwurdzeniowy symetryczny. Więcej informacji na ten temat można znaleźć w literaturze: [3] [48] [49] [69] [72] [111] [113] [126] [127] [128] [131] [141]. 44

PF stosowane w sieciach przesyłowych najwyższych napięć posiadają duże gabaryty (wymiary, masa), które przekładają się na trudności transportowe (rys. 4.18). Przykładowo, dwurdzeniowy PF o mocy 1200 MVA pracujący na napięciu 400 kv, charakteryzuje się gabarytami: masa całkowita: ok. 853 ton, masa oleju: ok. 201 ton, wymiary (wraz z układem chłodzenia): 20 m x 12 m [97]. Rys. 4.18. Przykład specjalistycznej platformy do transportu PF i transformatorów dużej mocy w USA (Rocky Mountain Power) zaczerpnięto z [101] W celu uzyskania oczekiwanych parametrów elektrycznych urządzenia a jednocześnie zmniejszenia gabarytów stosuje się łączenia bliźniaczych jednostek [3] [48] [49] [69] [72] [97] [111] [113] [126] [127] [128] [131] [141]. Przy połączeniu szeregowym dwóch PF uzyskuje się moc (MVA) odpowiadającą jednemu urządzenia. Kąty przesunięcia fazowego obu urządzeń sumują się a impedancje wzdłużne dodają. Zaletą tej konfiguracji jest możliwość przesyłania pełnego prądu obciążenia ze zmniejszonym kątem przesunięcia fazowego w przypadku wyłączenia jednego PF. Za wadę należy uznać możliwość wystąpienia problemów zwarciowych w przypadku wyłączenia jednego PF, spowodowanych zmniejszeniem impedancji (moduł). Przy połączeniu równoległym dwóch bliźniaczych PF moce (MVA) urządzeń sumują się. Kąt przesunięcia fazowego pozostaje równy kątowi przesunięcia jednego PF zaś impedancja zmniejsza się. Zaletą tej konfiguracji jest możliwość zwiększenia mocy PF. Połączenie równoległe nie jest wskazane ze względu na zwiększenie wymaganej zdolności przełączania przełączników zaczepów spowodowanej prądem cyrkulacyjnym. 45

4.2.2. Regulacja nastawień przekładni poprzecznej przełącznik zaczepów Regulacja nastawień przekładni poprzecznej ( ) wykonywana jest przełącznikiem zaczepów TC (ang. tap changer) poprzez zmianę liczby zwojów w uzwojeniu transformatora [2] [3] [48] [49] [69] [72] [81] [99] [111] [113] [126]. Ze względu na konieczność dokonywania regulacji niezależnie od stopnia obciążenia urządzenie nazywane jest podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów OLTC (ang. on-load tape changer) [2] [48] [49] [69] [72] [81] [92] [93] [99] [111] [113] [126]. Możliwości techniczne i parametry elektryczne OLTC wymuszają określone rozwiązania konstrukcyjne i elektryczne całego PF, decydują o wymiarach urządzenia, ilości wymaganych jednostek oraz sposobie ich wzajemnego połączenia (równoległe bądź szeregowe). Wszystkie te czynniki sprawiają, że OLTC jest jednym z najbardziej skomplikowanych i najtrudniejszych do zaprojektowania elementów PF. W produkcji OLTC do urządzeń na najwyższe moce specjalizuje się niewiele firm, w tym głównie Maschinenfabrik Reinhausen [99], ABB [2]. Przykładowe urządzenie firmy Maschinenfabrik Reinhausen zamieszczono na rys. 4.19. Rys. 4.19. Przykładowy przełącznik zaczepów oraz skrzynka sterowania firmy Maschinenfabrik Reinhausen zaczerpnięto z [99] Szczegóły dotyczące doboru OLTC dla transformatorów regulacyjnych omówione zostały w [48] [49] [81] [126]. OLTC zaprojektowany dla PF musi być przygotowany do jednoczesnego spełnienia kilku wymagań: dużych zakresów kąta regulacji; 46

przełączania bezprzerwowego na styku pozycji wyprzedzającej z pozycją opóźnioną ; zwiększenia zakresu regulacji w jednym kierunku; dużych wartości gradacji mocy (MVA) na stopień przełącznika zaczepów; dużej liczby stopni zaczepów. Warunkiem spełnienia wysokich wymagań jest zastosowanie rozbudowanych i skomplikowanych konstrukcji OLTC posiadających m.in.: dwa OLTC na fazę; dodatkowe urządzenia zapewniające przejście bezprzerwowe z pozycji wyprzedzającej w opóźnioną przełącznik ARS (ang. advance-retard switch) [2] [3] [48] [49] [69] [128] stosowany jest aby odwrócić polaryzację danego uzwojenia bez przerywania przepływu prądu przez to uzwojenie. Zestyki otwierające się są zbocznikowane przed operacją otwarcia. Przykładowe schematy urządzeń ARS zamieszczono na rys. 4.20 i na rys. 4.21; przełącznik wyboru dla dodatkowego wprowadzenia uzwojenia regulacji zgrubnej w celu powiększenia zakresu regulacji. Rys. 4.20. Przykładowy schemat przełącznika ARS opracowano na podstawie [126] [128] Rys. 4.21. Przykładowy schemat przedstawiający sekwencję przełączania przełącznika ARS opracowano na podstawie [128] 47

Na rys. 4.22 przedstawione zostało przykładowe umiejscowienie ARS oraz OLTC na schemacie PF (dwurdzeniowy, symetryczny), zaś na rys. 4.23. zilustrowano przykładową tablicę nastaw ARS, OLTC, przełącznika kierunku przepływu mocy oraz odpowiadających im parametrów PF. Rys. 4.22. Przykład umiejscowienia ARS oraz OLTC na schemacie PF (dwurdzeniowy symetryczny) opracowano na podstawie [128] 48

Rys. 4.23. Przykładowa tablica nastawień ARS, OLTC, przełącznika kierunku przepływu mocy oraz parametrów PF opracowano na podstawie [128] 4.3. Urządzenia FACTS Urządzenia FACTS są elastycznymi systemami przesyłowymi prądu przemiennego. Określenie elastyczne wynika z możliwości systemu do regulacji napięć, mocy czynnej i mocy biernej oraz regulacji przepływów w sieci przesyłowej [1] [5] [13] [18] [24] [26] [39] [40] [44] [47] [51] [55] [56] [94] [114] [170]. W poniższych podrozdziałach autor wymieni i scharakteryzuje najistotniejsze urządzenia FACTS z podziałem na bocznikowe, szeregowe oraz bocznikowo-szeregowe. 4.3.1. Bocznikowe urządzenia FACTS Do najpopularniejszych urządzeń bocznikowych FACTS stosowanych w sieciach przesyłowych należy kompensator SVC (ang. Static VAR Compensator) [1] [5] [11] [13] [24] 49

[26] [39] [40] [44] [47] [51] [55] [56] [94] [114] [149] [170]. Kompensator statyczny (niewirujący) jest układem zbudowanym z elementów biernych (dławiki, kondensatory) załączanych lub regulowanych przy wykorzystaniu tyrystorów. Typowe układy kompensatorów statycznych zamieszczone zostały na rys. 4.24 i zalicza się do nich: TCR (ang. Thyristor Controlled Reactor) dławik regulowany tyrystorowo; TSR (ang. Thyristor Switched Reactor) dławik załączany tyrystorowo; FC (ang. Fixed Capacitor) kondensator o stałej pojemności; TSC (ang. Thyristor Switched Capacitor) kondensator załączany tyrystorowo. Przykład instalacji kompensatorów SVC na jednej ze stacji elektroenergetycznych ilustruje rys. 4.25. Rys. 4.24. Przykładowe schematy typowych układy kompensatorów statycznych: a) TCR/TSR; b) TSC; c) TCR/FC; d) TSC/TCR zaczerpnięto z [24] [94] [116] Rys. 4.25. Przykład instalacji kompensatorów SVC firmy ABB zaczerpnięto z [1] Zastosowanie w systemach przesyłowych znajduje kompensator STATCOM, który jest urządzeniem składającym się z baterii kondensatorów oraz przetwornicy o regulowanym napięciu [1] [5] [13] [24] [39] [40] [44] [47] [51] [55] [56] [94] [116] [170]. Zgodnie z rys. 4.26 przetwornica AC/DC, stanowiąca regulowane źródło napięcia, po stronie DC obciążona 50

jest baterią kondensatorów. Urządzenie umożliwia płynną regulację w zakresie od zastępczej pojemności do indukcyjności. W sieciach przesyłowych urządzenie jest wykorzystywane jako regulator napięcia. Przykładowe urządzenie STATCOM firmy ABB ilustruje rys. 4.27. Rys. 4.26. Przykładowy schemat kompensatora statycznego typu STATCOM zaczerpnięto z [94] Rys. 4.27. Przykład kompensatora STATCOM firmy ABB, typ PCS 6000 zaczerpnięto z [1] Rodzina urządzeń bocznikujących FACTS wciąż powiększa się o nowoczesne rozwiązania do których z pewnością należy urządzenie SMES (ang. Superconducting Magnetic Energy Storage) [5] [39] [40] [44] [94] będące nadprzewodnikowym zasobnikiem energii elektrycznej (rys. 4.28). Urządzenie zbudowane jest z cewki nadprzewodnikowej (zanurzonej w kadzi z ciekłym helem lub w konstrukcji toroidalnej) połączonej z SEE za pośrednictwem dwóch transformatorów oraz przetwornic tyrystorowych (konwertorów). Urządzenie może być wykorzystywane do tłumienia kołysań mocy w sieciach przesyłowych. Obecnie zastosowanie 51

urządzenia SMES w sieciach przesyłowych jest niewielkie i ogranicza się głównie do instalacji pilotażowo-badawczych. Rys. 4.28. Przykładowy schemat zasobnika energii typu SMES zaczerpnięto z [94] 4.3.2. Szeregowe urządzenia FACTS Wsród najpopularniejszych urządzeń szeregowych FACTS znajduje się TCPAR (ang. Thyristor Controlled Phase Angle Regulator) [5] [13] [24] [39] [40] [44] [47] [51] [55] [56] [94] [114] [170]. Urządzenie jest specjalną konstrukcją składającą się z transformatora wzbudzającego (TW) i transformatora dodawczego (TD), w którym zamiast mechanicznego przełącznika zaczepów zastosowano przełącznik tyrystorowy. Zgodnie z rys. 4.29 tyrystory wykorzystane są do zamykania lub otwierania poszczególnych obwodów w układzie przełączającym uzwojenia. Rys. 4.29. Przykładowy schemat urządzenia TCPAR zaczerpnięto z [94] Urządzenie umożliwia regulację poprzeczną (regulacja fazy napięcia), czyli regulacja przepływu mocy czynnej oraz niekiedy także regulacja wzdłużna (regulacja modułu napięcia), czyli regulacja przepływu mocy biernej. Typowe zastosowanie TCPAR polega na jego włączeniu do jednego z dwóch lub kilku równoległych ciągów przesyłowych, w celu 52

wymuszenia większego obciążenia tego ciągu. Możliwe jest również wymuszenie przepływów międzysystemowych lub między sieciami różnych poziomów napięć. Kolejną grupę kompensatorów szeregowych FACTS stanowią urządzenia SSC (ang. Switched Series Capacitor) oraz CSC (ang. Controlled Series Capacitor), w których elementy pojemnościowe załączane są przy użyciu łączników tyrystorowych. W tradycyjnych bateriach kondensatorów do czynności łączeniowych wykorzystuje się łączniki mechaniczne. W SSC [40] [44] [51] [55] [94] (rys. 4.30) kondensatory szeregowe składają się z kondensatora stałego oraz baterii kondensatorów zbudowanej z sekcji szeregowej:,,,. Układ sterowania tyrystorów może spowodować zwarcie lub rozwarcie dowolnej ilości sekcji baterii, co powoduje zmianę pojemności włączanej szeregowo w obwód linii. Regulacja wypadkowej reaktancji jest skokowa a kolejne poziomy odpowiadają pojemności sekcji. Rys. 4.30. Przykładowy schemat kompensatora szeregowego SSC zaczerpnięto z [94] W CSC [40] [44] [51] [55] [94] (rys. 4.31) kondensator o pojemności C jest bocznikowany dławikami regulowanymi tyrystorowo. Prąd tego kondensatora kompensowany jest przez prąd płynący przez dławiki. Dzięki temu regulacja prądu dławików daje taki sam efekt, jak regulacja wypadkowa reaktancji równolegle połączonych kondensatorów i dławików. Regulacja jest płynna. Rys. 4.31. Przykładowy schemat kompensatora szeregowego CSC zaczerpnięto z [94] 53

W porównaniu z SSC oraz CSC dużo większe możliwości regulacyjne posiada kompensator SSSC (ang. Static Synchronous Series Compensator) [9] [40] [44] [51] [55] [94]. Jest to urządzenie służące do regulacji przepływów mocy w liniach przesyłowych (zarówno wartości jak i kierunku) pozwalające na ograniczenie ryzyka ich przeciążenia [9]. Urządzenie przy zachowaniu przesunięcia fazowego pomiędzy wektorem napięcia i prądu linii na poziomie kąta prostego, pozwala na kompensację (szeregową) reaktancji linii. Odbywa się to przy wykorzystaniu źródła napięcia sterowanego prądem, które pozwala na regulację zarówno amplitudy, jak i fazy napięcia. Źródło napięcia stanowi, analogicznie jak w regulatorze STATCOM (realizującym kompensację równoległą), przetwornica tyrystorowa obciążona kondensatorem, która pracuje jak falownik o napięciu synchronicznym z napięciem sieci przesyłowej [94]. Kompensator SSSC przyłącza się do układu sieciowego poprzez TD. W zależności od kąta obciążenia działanie kompensatora SSSC umożliwia ograniczenie lub zwiększenie poziomu a także zmianę kierunku mocy pozornej płynącej linią przesyłową. Przykładowy schemat SSSC zamieszczony został na rys. 4.32. Rys. 4.32. Przykładowy schemat kompensatora SSSC zaczerpnięto z [9] [116] 4.3.3. Bocznikowo-szeregowe urządzenia FACTS Spośród omówionych urządzeń FACTS największe możliwości regulacyjne posiada UPFC (ang. Unified Power Flow Controller) [5] [13] [24] [39] [40] [44] [47] [51] [55] [56] [94] [114] [116] [170]. UPFC jest regulatorem będącym połączeniem bocznikowego urządzenia STATCOM oraz szeregowego urządzenia SSSC. Zgodnie z rys. 4.33 człon bocznikowy (przetwornica KONW 1 oraz bateria kondensatorów) stanowi regulowane 54

bocznikowe źródło mocy biernej działające jak STATCOM. Człon szeregowy (transformator dodawczy i przetwornica KONW 2) wykonuje regulację amplitudy i fazy napięcia dodawczego. Jest to tożsame regulacji skośnej napięcia oraz umożliwia regulację mocy czynnej i biernej. Dodatkową zaletą urządzenia UPFC jest możliwość tłumienia kołysań mocy w stanach pozakłóceniowych dzięki dużej szybkości regulacji. Do wad UPFC należy zaliczyć wysoki stopień skomplikowania układu, wysokie koszty budowy oraz duże rozmiary samych urządzeń [13]. Obecnie zastosowanie UPFC na charakter prototypowy i pokazowy. Rys. 4.33. Przykładowy schemat regulatora UPFC zaczerpnięto z [94] Na uwagę zasługuje również nowatorskie urządzeniem FACTS jakim jest regulator GUPFC (ang. Generalized Unified Power Flow Controller) [38] [116]. Na świecie zainstalowanych jest kilka regulatorów GUPFC funkcjonujących na zasadach instalacji pilotażowych. Instalacje wykonano w USA, w Korei Południowej oraz w Katarze. Instalacje pilotażowe pracują na liniach o napięciach 138 kv oraz 345 kv [6]. Zadaniem GUPFC jest regulacja przepływu mocy czynnej na liniach przyłączonych do stacji z regulatorem. W przypadku tego urządzenia regulacja dotyczy wszystkich linii i odbywa się jednocześnie. GUPFC posiada dwa tryby pracy: tryb pracy jako kondensator wstrzykujący moc do sieci oraz tryb pracy jako dławik odbierający nadwyżkę mocy z sieci przepływającej przez stację. Sterowanie przepływem mocy odbywa się w wyniku zmiany kątów fazowych napięć węzłowych przy zachowaniu niezmiennych wartości tych napięć [6]. Przykładowy schemat regulatora GUPFC został zamieszczony na rys. 4.34. 55

Rys. 4.34. Przykładowy schemat regulatora GUPFC zaczerpnięto z [38] [116] 4.4. Podsumowanie informacji na temat urządzeń wykorzystywanych do regulacji przepływu mocy oraz łączenia SEE Międzysystemowa wymiana energii elektrycznej wymaga dostosowania paramentów połączonych SEE lub zastosowania dedykowanych temu celowi urządzeń połączonych z linią wymiany międzysystemowej [94] [111] [113] [170]. Jednym z popularniejszych rozwiązań do łączenia SEE/obszarów (w tym pracujących asynchronicznie) jest zastosowanie technologii HVDC (w tym stacji konwertorowej Back-to-Back lub połączenia stałoprądowego z wykorzystaniem dwóch stacji przekształtnikowych) oraz FACTS [5] [13] [24] [26] [39] [40] [44] [55] [170]. W Polsce występują dwa ważne dla KSE połączenia HVDC. Od 2000 r. funkcjonuje podwodna linia kablowa wysokiego napięcia (450 kv) prądu stałego łącząca stacje przekształtnikowe zlokalizowane w Polsce (miejscowość Wierzbięcin w pobliżu Słupska) oraz w Szwecji (półwysp Stärnö w pobliżu Karlshamn) [112]. W 2015 r. PSE S.A. oraz LitGrid, przy wykorzystaniu stacji Back-to-Back, uruchomiły połączenie transgraniczne łączące Polskę (UCTE) i Litwę (IPS/UPS), stanowiące fragment Pierścienia Bałtyckiego (ang. Baltic Ring). Schemat poglądowy połączenia Polska-Litwa ilustruje rys. 4.35. Spośród urządzeń FACTS, w sieciach przesyłowych najwyższych napięć, najczęściej stosuje się kompensatory SVC [24] [149]. Zastosowanie pozostałych typów urządzeń pomimo wielu zalet (szybkość działania, różnorodność zastosowania regulacyjnego) jest wciąż niewielkie. Wynika to głównie z wysokich kosztów realizacji, skomplikowanej budowy, małego (w porównaniu z transformatorami regulacyjnymi) zakresu mocy regulacji, a także zazwyczaj wydłużonego czasu projektowania i realizacji. Wszystko to powoduje, że wciąż wiele nowoczesnych urządzeń FACTS instalowanych jest w charakterze pilotażowym 56

Rys. 4.35. Połączenie transgraniczne Polska-Litwa z wykorzystaniem technologii HVDC (stacja HVDC - Back-to-Back) opracowano na podstawie [111] bądź badawczym. Obecnie do państw, na obszarze których najliczniej występują urządzenia FACTS należą USA, Szwecja, Holandia, Chiny [5] [13] [39] [44] [55]. Jednym z najczęściej wykorzystywanych urządzeń do sterowania przepływami mocy jest zespół transformatorowy z regulacją przekładni poprzecznej czyli przesuwnik fazowy [69] [72] [73] [74] [75] [76] [77] [79] [88] [89] [97] [107] [111] [113] [114] [171] [172]. Wykorzystanie PF do sterowania przepływami mocy czynnej jest rozpowszechnione na całym świecie od kilkudziesięciu lat. Świadczącą o tym m.in. listy referencyjne czołowych producentów: ABB [3], Hitachi [52], SGB-SMIT [127], Siemens [128] czy Toshiba [137]. PF są urządzeniami sprawdzonymi w wieloletniej eksploatacji, oferują duży zakres regulacji mocy czynnej. Większość kluczowych firm zajmujących się produkcją transformatorów ma w swojej ofercie jednostki specjalne jakimi są PF a posiadane doświadczenie projektowokonstruktorskie powoduje, że czas produkcji jest zbliżony do standardowych autotransformatorów. W przypadku PF szybkość zmian regulacji jest mniejsza niż w FACTS i ma charakter skokowy (tzw. stopnie), ale mimo to jest wystarczająca na potrzeby skutecznej pracy w SEE. W literaturze (a szczególne w zasobach CIGRE) można znaleźć wiele informacji nt. doświadczeń z eksploatacji PF z różnych państw, w tym m.in.: Belgii [117] [147], Brazylii [145], Kanady [30], Francji [54], Holandii [70] [71] [132] [141] [142] [143], Hiszpanii [47], Indii [133], Irlandii [134] lub Włoch [29] [59]. W Europie wyjątkowo bogate doświadczenie posiadają OSP państw Beneluksu, którzy z powodu nasilającego się zjawiska nieplanowych przepływów mocy czynnej musieli zastosować liczne działania zapobiegawcze w tym 57

instalacje PF na kilku liniach transgranicznych [70] [71] [117] [132] [141] [147]. Wybrane lokalizacje PF na granicach państw Beneluksu przedstawione zostały na rys. 4.36. Rys. 4.36. Schemat wybranych lokalizacji PF na granicach państw Beneluksu opracowano na podstawie [62] [147] 58

5. PRZEPŁYWY NIEPLANOWE MOCY CZYNNEJ 5.1. Geneza Przepływy nieplanowe mocy czynnej w bezpośredni sposób wpływają na bezpieczeństwo pracy SEE [82] [95] [111] [113]. Zgodnie z powszechnie stosowanym kryterium N-1, system powinien pracować z takim marginesem bezpieczeństwa, aby w sytuacji wyłączenia dowolnego elementu, pozostałe pracujące elementy mogły przejąć obciążenie elementu wyłączonego, nie przekraczając przy tym obowiązujących ograniczeń technicznych. Niespełnienie kryterium N-1 może doprowadzić do kaskadowych wyłączeń kolejnych elementów systemu, mogących w skrajnym przypadku doprowadzić do awarii katastrofalnej (blackoutu) [62] [69] [72] [73] [74] [75] [76] [77] [78] [79] [80] [88] [89] [95] [105] [111] [113] [154] [155] [159] [167] [168] [169]. Międzysystemowe przepływy mocy czynnej zwiększają obciążenie poszczególnych elementów sieci a w szczególności gałęzi znajdujących się w pobliżu granic dwóch systemów. Przeciwdziałanie niedopuszczalnym stanom pracy oraz zagwarantowanie bezpieczeństwa pracy systemów połączonych wymusza potrzebę utrzymywania przepływów międzysystemowych poniżej wartości dopuszczalnych. Przepływy nieplanowe z punktu widzenia rynku energii są wymianą mocy, która nie została zgłoszona OSP w postaci grafików wymiany transgranicznej a tym samym nie jest objęta rynkowym mechanizmem alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych [95]. W ogólnym ujęciu są to różnice pomiędzy handlowymi grafikami wymiany transgranicznej a występującymi przepływami fizycznymi, co zostało przedstawione na rys. 5.1. Wyróżnia się dwa podstawowe typy przepływów nieplanowych [95] [111] [113]: 1. Przepływy kołowe (ang. loop flows) wynikają z nieuwzględnienia wpływu transakcji zawieranych wewnątrz dużych obszarów rynkowych (krajów) na przepływy mocy w krajach sąsiednich. W pracującej synchronicznie sieci połączonej, wyeliminowanie takich przepływów jest niemożliwe. Sposobem na ograniczenie jest właściwa definicja lub zmniejszenie obszarów rynkowych (nawet do poszczególnych węzłów sieciowych model węzłowy), co umożliwi kontrolowanie większej części przepływów przez mechanizmy rynkowe. 2. Przepływy tranzytowe (ang. unplanned transit flows) wynikają z braku uwzględnienia wpływu transakcji pomiędzy obszarami rynkowymi (krajami) na przepływy energii w krajach sąsiednich. 59

Rys. 5.1. Ilustracja graficzna nieplanowych przepływów mocy opracowano na podstawie [95] W myśl obowiązującego w UE prawa (rozporządzenie nr 714/EC/2009 [124]) wymiana handlowa pomiędzy krajami EU, która wpływa znacząco na przepływy w innych krajach, musi być prowadzona w sposób skoordynowany. Wymaga to podjęcia działań kontrolnych przez OSP. 5.2. Przepływy nieplanowe jako istotny problem europejskiego rynku energii Przepływy nieplanowe występują w sieci przesyłowej Europy kontynentalnej. W złożonych sieciach wielooczkowych, niewielkie ilości przepływów nieplanowych są zjawiskiem normalnym, wynikającym z praw fizyki. Problemem jest jednak stan, gdy zjawisko przybierze zbyt dużą skalę i staje się trudne do kontrolowania przez OSP [82] [95]. Nasilenie przepływów nieplanowych jest szczególnie zauważalne w Europie Środkowo- Wschodniej (CEE), stanowiąc tym samym duży problemem dla OSP z Polski, Czech, Słowacji i Węgier (rys. 5.2). W wielu połączeniach transgranicznych w rejonie CEE rzeczywiste przepływy mocy czynnej są wielokrotnie wyższe niż przepływy handlowe wynikające z planowanych transakcji międzysystemowych. Przepływy nieplanowe stają się coraz bardziej zmienne i trudne do przewidzenia a szczególnie gdy występują przypadki, w których przepływ rzeczywisty ma kierunek przeciwny do handlowego [41] [75] [95]. Jedną z podstawowych przyczyn intensyfikacji zjawiska jest szybki rozwój generacji wiatrowej o zmiennej charakterystyce produkcji a także nienadążający za nim rozwój sieci przesyłowych. Farmy wiatrowe zlokalizowane w północnej części Niemiec generują duże moce czynne, które są przesyłane do południowych Niemiec oraz do Austrii. Kraje te stanowią jeden wspólny obszar rynkowy, a to zgodnie z warunkami europejskiego modelu rynku umożliwia 60

podmiotom z tych krajów zawieranie transakcji bez uwzględnienia ograniczeń przesyłowych w systemie polskim i państw sąsiednich [62] [64] [73] [74] [75] [76] [78] [79] [82] [95]. Rys. 5.2. Ograniczenia przesyłowe oraz kierunki nieplanowych przepływów mocy przy wysokiej generacji wiatrowej w północnej Europie zaczerpnięto z [82] Rys. 5.3. Występowanie przypadków potencjalnego zagrożenia pracy KSP (po wyczerpaniu dostępnych środków zaradczych) zaczerpnięto z [95] Znaczna część przepływu odbywa się sieciami przesyłowymi państw sąsiednich wykorzystując w ten sposób część zdolności termicznych przesyłowych połączeń transgranicznych w regionie (szczególnie linii wymiany systemu polskiego). Z uwagi na niedostatecznie rozwiniętą sieć przesyłową w Niemczech na kierunku północ-południe nadmiar energii z generacji wiatrowej na północy Niemiec jest przesyłany na południe 61

Niemiec i do Austrii przez sieci krajów ościennych, powodując tym samym powstawanie znaczących nieplanowych obciążeń w sieci przesyłowej KSE. W wyniku takiego stanu, ograniczana jest ilości mocy przesyłowych udostępnianych uczestnikom rynku zainteresowanym międzysystemowym handlem energią. Konsekwencją przepływów nieplanowych jest także pogorszenie bezpieczeństwa pracy KSP [75] [82] [95]. Na rys. 5.3 zamieszczono dane dotyczące przypadków wystąpienia potencjalnego zagrożenia pracy KSP (po wyczerpaniu środków zaradczych) w latach 2009-2012. 5.3. Przeciwdziałanie przepływom nieplanowym Operatorzy systemów przesyłowych Europy Środkowo-Wschodniej podejmują wszystkie możliwe działania w celu ograniczenia przepływów nieplanowych. Wspomniane zabiegi można podzielić na stosowane obecnie oraz na możliwe do zastosowania (np. w wyniku niezbędnych inwestycji/zmian konfiguracyjnych). Polski SEE ze względu na lokalizację (sąsiedztwo z Niemcami) jest jednym z najbardziej narażonych na to zjawisko. Do obecnie wykorzystywanych w KSE środków zaradczych, przeciwdziałających przepływom nieplanowym mocy czynnej należy [72] [73] [95] [97] [105] [111]: 1. Zmiana grafików pracy elektrowni z obszaru: a) polskiego OSP (PSE S.A.) o najistotniejszym wpływie na zmianę przepływów w przeciążonych liniach transgranicznych i sąsiednich (w KSE są to jednostki wytwórcze Dolna Odra i Turów a w niektórych przypadkach także Opole); b) niemieckiego OSP (50Hertz) w celu realizacji tej metody wymagane jest obniżenie generacji mocy po stronie systemu niemieckiego przy jednoczesnym podwyższeniu generacji w KSE. 2. Wykorzystanie do wymiany awaryjnej połączenia prądem stałym: a) Polska-Szwecja zastosowanie takiego rozwiązania umożliwia wprowadzenie do KSE dodatkowej energii ze Szwecji przy jednoczesnej zmianie salda obszaru polskiego. Możliwość wykorzystania tej metody zależy od dostępnych wolnych zdolności przesyłowych połączenia HVDC w kierunku Szwecja Polska; b) SwePol i Kontek zastosowanie takiego rozwiązania umożliwia przesłania energii z Niemiec do Polski przez połączenia stałoprądowe Niemcy Dania Szwecja Polska. Możliwość wykorzystania tej metody zależy od dostępnych wolnych zdolności przesyłowych połączeń HVDC. 62

3. Zmiana konfiguracji polskiej sieci przesyłowej np. poprzez otwarcie sprzęgła w stacji Świebodzice 220 kv, otwarcie sprzęgła w stacji Kopanina 220 kv (obniżenie obciążenia na liniach do Czech), zmiana konfiguracji stacji Dobrzeń dwa rozdzielone węzły elektryczne 400 kv, wyłączenie linii 400 kv Pasikurowice Ostrów. 4. Ograniczanie zdolności przesyłowych w wyniku prognoz niekorzystnych warunków sieciowych i wystąpienia wysokich przepływów nieplanowych, zdolności przesyłowe oferowane dla rynku dnia następnego są ograniczane zarówno w kierunku importu, jak i eksportu. Informację dotyczące częstości stosowania środków zaradczych przez PSE S.A. w celu ograniczenia wpływu przepływów nieplanowych w latach 2008-2012 ilustruje rys. 5.4 Rys. 5.4. Częstość stosowania środków zaradczych przez PSE S.A. celem ograniczenia wpływu przepływów nieplanowych zaczerpnięto z [95] W przypadku KSE obecnie stosowane środki zaradcze nie są wystarczająco skuteczne, dlatego PSE S.A. podjęło działania inwestycyjne w celu zwiększenia możliwości ograniczenia przepływów nieplanowych. Podstawowym środkiem zaradczym jest rozbudowa sieci przesyłowej i zwiększanie jej elastyczności m.in. poprzez wzmocnienie wewnętrznej sieci przesyłowej KSE oraz budowę trzeciego połączenia Polska-Niemcy [95] [105]. Przeprowadzone przez PSE S.A. analizy wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik i SE Mikułowa wykazuje porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy, w stosunku do budowy nowego połączenia z systemem niemieckim. Dodatkowo rozbudowa sieci wewnętrznej jest korzystniejsza ze względu na uwarunkowania dotyczące poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł 63

wytwórczych (elektrowni konwencjonalnych oraz farm wiatrowych). W związku z powyższym, w pierwszym etapie (w horyzoncie do 2020 r.) planuje się rozbudowę sieci wewnętrznej na zachodzie kraju poprzez [95] [105]: linie wychodzące z SE Krajnik tzn. budowę dwutorowej linii 400 kv Krajnik Baczyna i dalej w kierunku Poznania; linie wychodzące z SE Mikułowa: budowę dwutorowej linii 400 kv Mikułowa Pasikurowice, budowę dwutorowej linii 400 kv Mikułowa Świebodzice. Po zrealizowaniu wymienionych inwestycji, w drugim etapie (w horyzoncie 2030 r.) przewiduje się budowę nowego dwutorowego połączenia 400 kv Polska Niemcy. Dokładna data realizacji tego etapu uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych SEE i potrzeb rynku. Drugim rozwiązaniem jest zainstalowanie na zachodniej granicy KSE przesuwników fazowych. Polski SEE połączony jest z niemieckim dwoma dwutorowymi liniami przesyłowymi relacji SE Mikułowa (PL) SE Hagenwerder (DE) oraz SE Krajnik (PL) SE Vierraden (DE). Na podstawie porozumienia OSP z Polski (PSE S.A.) i Niemiec (50Hertz) zawartego 28 lutego 2014 r. PF zainstalowane zostaną w stacjach Mikułowa (przez PSE S.A. do 2016 r.) i Vierraden (przez 50Hertz do 2017 r.). Instalację PF w SE Mikułowa zakończono wiosną 2016 r. Doświadczenia z procesu przygotowania i uruchomienia PF w Polsce zostały przedstawione w [97]. Opisane powyżej planowane działania zapobiegawcze zostały uwzględnione w dziesięcioletnim planie rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym TYNDP w ramach projektów o nazwie: Projekt 94 GerPol Improvements oraz Projekt 58 GerPol Power Bridge [41]. 64

6. OGÓLNE ZASADY WYZNACZANIA TRANSGRANICZNYCH ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWYCH Opisane w poprzednim rozdziale przepływy nieplanowe mocy czynnej zostały określone jako zjawisko wpływające na bezpieczeństwo pracy SEE. Wspominając o bezpieczeństwie SEE nasuwa się pytanie jakie wskaźniki określają transgraniczne zdolności przesyłowe? Odpowiedzi na to pytanie poświęcony zostanie niniejszy rozdział. Zasady wyznaczania zdolności przesyłowych synchronicznych połączeń transgranicznych zostały opracowane przez Stowarzyszenie Europejskich Operatorów Systemu Przesyłowego ETSO (ang. European Transmission System Operators) [43] i zapisane w dokumencie [43] [139]. Na potrzebę jednolitych i przejrzystych zasad ustalone zostały poniżej opisane wskaźniki. Podstawowym wskaźnikiem jest całkowita zdolność przesyłowa TTC (ang. Total Transfer Capacity), która określa maksymalną dopuszczalną wartość mocy wymiany międzysystemowej między przyległymi obszarami i wyznaczona jest zgodnie z obowiązującymi w każdym z nich kryteriami bezpieczeństwa. Podstawowe kryteria bezpieczeństwa to: wyłączenie międzysystemowej linii przesyłowej (w przypadku linii dwutorowej wyłączenie obu torów); wyłączenia dowolnego pojedynczego elementu sieci wewnętrznej (np. tor linii przesyłowej, transformator, sekcja szyn rozdzielni NN); wyłączenie dowolnego pojedynczego elementu sieci w systemach sąsiednich (np. pojedynczy tor linii przesyłowej, transformator, sekcja szyn rozdzielni NN). Wymienione powyższej kryteria uznaje się za spełnione jeżeli w objętych wymianą systemach nie wystąpią zakłócenia takie jak: przekroczenie dopuszczalnej długotrwałej obciążalności prądowej elementów sieciowych; przekroczenie dopuszczalnych zakresów napięć; utrata stabilnej pracy systemu: równowaga statyczna (stabilność lokalna), dynamiczna (stabilność globalna) i stabilność napięciowa. Kolejnym wskaźnikiem jest margines bezpieczeństwa przesyłu TRM (ang. Transmission Reliability Margin) stanowiący rezerwę zdolności przesyłowych, utrzymywany ze względu na możliwe zdarzenia losowe i niepewność danych stosowanych przy wyznaczaniu TTC. TRM stanowi wielkość zdolności przesyłu, która może być wykorzystana 65

jedynie w sytuacjach awaryjnych lub dla realizacji krótkotrwałych działań regulacyjnych. Utrzymanie TRM wynika z ryzyka wystąpienia warunków pracy połączonych systemów innych niż w przyjętych modelach do obliczenia wartości TTC dla danego okresu. Jako podstawowe czynniki ryzyka przy określaniu TRM należy uwzględnić: warunki pogodowe utrzymywanie się wysokich temperatur (skutkujące zmniejszeniem dopuszczalnej obciążalności linii przesyłowych); wysoką generację źródeł energii odnawialnych, w szczególności elektrowni wiatrowych; nieplanowane przepływy mocy przez linie wymiany międzysystemowej, które przekładają się na przepływy mocy bezpośrednio w systemach. Znając wskaźniki TTC oraz TRM można określić wskaźnik zdolności przesyłowe netto NTC (ang. Net Transfer Capacity). NTC należy rozumieć jako maksymalne dopuszczalne zdolności wymiany mocy pomiędzy dwoma obszarami, realizowane zgodnie ze wszystkimi standardami bezpieczeństwa systemu, określonymi przez każdego operatora przy uwzględnieniu marginesu bezpieczeństwa. Wielkość NTC definiuje się następująco: NTC TTC TRM (7.1) Zdolności przesyłowe NTC są miarą możliwości handlowej wymiany transgranicznej. W ramach NTC określane są pierwotnie przydzielone zdolności przesyłowe AAC (ang. Already Allocated Capacity), które definiuje się jako zdolności przesyłowe zarezerwowane w ramach wcześniej przeprowadzonych przetargów lub innych kontraktów historycznych na rezerwację zdolności przesyłowych. Znając NTC oraz AAC można określić dostępne zdolności przesyłowe ATC (ang. Available Transfer Capacity), które oznaczają zdolności przesyłowe pozostające do wykorzystania. Wielkość ATC definiuje się następująco: ATC NTC AAC (7.2) Opisane powyżej zależności tworzą wspólną zależność przedstawioną na rys. 6.1. 66

Rys. 6.1. Ilustracja wskaźników definicji dotyczących zdolności przesyłowych linii wymiany opracowano na podstawie [43] [77] Stosowana przez europejskich operatorów systemu przesyłowego metoda wyznaczania transgranicznych zdolności przesyłowych opiera się na obliczeniach kolejnych rozpływów mocy w połączonym SEE [42] [138]. Podstawą obliczeń jest określenie w rozpatrywanym systemie połączonym obszarów eksportujących i importujących [73] [77]. Określenie całkowitych zdolności przesyłowych TTC linii wymiany łączących określone części systemu, uzyskuje się w wyniku stopniowego zwiększania sumarycznej mocy generowanej w obszarze eksportującym, jednocześnie zmniejszając sumaryczną moc generowaną w obszarze importującym (zapotrzebowanie w całym systemie pozostaje na niezmienionym poziomie). Dla stanów ze zmienioną generacją wyznacza się kolejne rozpływy mocy [73] [77]. Obliczenia prowadzone są do uzyskania stanu, w którym nie będzie możliwe spełnienie wszystkich ograniczeń technicznych w systemie połączonym. 67

7. POSZERZONA LISTA ŚRODKÓW, KTÓRE MOŻNA STOSOWAĆ DO WPŁYWANIA NA PROPORCJE MOCY GAŁĘZIOWYCH Z zamieszczonych we wcześniejszych rozdziałach informacji wynika, że kształtowanie przepływów mocy może odbywać się poprzez wpływanie na konfigurację sieci (w szczególności strukturę połączeń, włączanie/wyłączenie łączników w stacjach, wpływanie w ograniczonym zakresie na impedancje wzdłużne elementów typu gałęzie). Listę tych środków poszerza możliwość użycia regulacyjnych elementów sieci a w szczególności przewidzianych do tego przekładni transformatora: wzdłużnych, wzdłużnych i poprzecznych lub samych poprzecznych. Poza wymienionymi środkami można używać rozwiązań bardziej tradycyjnych [94] [154] [157] [159] [165] [167]: wzdłużnych kompensacja w gałęziach, użycie dławika sekcyjnego, który jest zwarty; poprzecznych użycie sterowanych źródeł mocy biernej (przy niższych napięciach zmiana stopnia kompensacji), co może prowadzić do: wykorzystania możliwości ukształtowania profili generacji, zmiany profili odbiorów, wpływania na profile dobowe, rozumiane jako zmiana w cyklu dobowym profili odbiorów i generacji (zmiana harmonogramu pompowania/generowania elektrowni szczytowo-pompowych), wpłynięcie na duże odbiory z zamiarem przesunięcia grafiku pracy. Całość opisanych działań umożliwia bardziej dynamiczny wpływ na pracę SEE oraz zazwyczaj przenosi rolę sieci z pasywnej w kierunku aktywnej. PF są urządzeniami, które pozwalają w sposób istotny zmienić proporcje mocy w poszczególnych gałęziach, jednakże charakteryzują się pewnymi nieusuwalnymi uwarunkowaniami, z których najważniejsze to [154] [157] [159] [165] [167] [169]: 1. Oddziaływanie na SEE powodujące zmiany mocy występuje wyłącznie w oczkach sieciowych (całkowite uniemożliwienie roli PF w sieci, która przekształca się w promieniową). 2. Oddziaływanie PF na SEE może rozciągać się na kilkaset kilometrów lecz najsilniejsze jest w najbardziej zwartych (kompaktowych) oczkach sieciowych. 3. Jeżeli oczko sieciowe jest ciasne to oddziaływanie PF w tym oczku jest silne, jednakże bardzo maleje w kolejnych bardziej rozległych oczkach. 68

4. PF pozwalają dociążyć linie wiodące mniejsze moce zdejmując je z linii zbliżających się do przeciążenia prowadzi to jednak do skomplikowanej gry mocy gałęziowych i ograniczenia przesyłu w rejonie oddziaływania PF. 5. PF oddziaływają na siebie, czasem sumując swoje działanie lub redukując (kompensując) nawet do zera. Prowadzi to do złożonych relacji pomiędzy mocami gałęziowymi i ograniczeniami przepustowości, szczególnie jeśli urządzeniami zarządzają podmioty mające inne funkcje celu. 6. Oddziaływanie PF może sięgnąć kilkuset kilometrów, nawet w głąb systemu sąsiadującego, co prowadzi do konieczności porozumień pomiędzy OSP. Porozumienia te mogą mieć wyjątkowo szczegółową naturę, ponieważ muszą odnosić się do ww. skomplikowanych uwarunkowań. 7. W warunkach wyłączenia awaryjnego (np. stan N-1) PF może zredukować swoje oddziaływanie (natychmiastowo) do zera co wymaga dużej ostrożności w sterowaniu i przygotowania się na ewentualne konsekwencje. Operatorzy poszczególnych SEE mając szczegółową orientację jakie są mocne i słabe strony własnego systemu, będą wykorzystywać PF do poprawy wskaźników, które ich zdaniem są dla nich najbardziej istotne (wartościowe) [159] [167]. Operatorzy systemów sąsiednich będą zaś uznawać inną mozaikę celów za najbardziej odpowiednią dla ich systemów. Niektóre z tych wskaźników można powiązać bezpośrednio z kosztami przesyłania energii elektrycznej (energia elektryczna + straty mocy + koszty umownej raty kapitałowej każdego elementu zaangażowanego w przesyłanie mocy). Cześć wskaźników nie ma bezpośredniego przypisania do wyżej wspomnianych kosztów i dotyczy wskaźników natury technicznej, które można poddawać szacowaniu a wiążą się one z zapewnieniem marginesu przepustowości, zapewnieniem marginesu utrzymania napięć w obszarze ograniczeń, zapewnieniem zapasu, którego rola uwidacznia się jeśli analizy można rozciągnąć np. na kaskadowe wyłączenia awaryjne. Pomimo różnorodnej mozaiki wskaźników, można podejmować próby ich oparcia na bazie finansowej, jednak w praktyce zazwyczaj pozostaje konieczność brania wskaźników wg wag, które wynikają z wiedzy eksperckiej operatorów (dyspozytorów). W kolejnych rozdziałach nastąpi odniesienie się do wybranych wskaźników i zostanie przedstawiona strategia umożliwiająca analizowanie i przypisywanie wag każdemu z mozaiki wyżej zasygnalizowanych współczynników. Ta metodyka może być poszerzona w miarę zdobywania kolejnych doświadczeń z eksploatacji PF. 69

Rys. 7.1. Schemat przygotowanego oprogramowania opracowanie własne Do celów eksperymentów numerycznych wykorzystany został zmodyfikowany model systemu IEEE118. Główna modyfikacja polega na podzieleniu IEEE118 na cztery obszary systemy (oznaczone S1, S2, S3, S4) połączone wzajemnie dziesięcioma gałęziami międzysystemowymi. Utworzony w ten sposób układ systemów przypomina rejon 70

Europy Środkowo-Wschodniej (Polska Niemcy Czechy Słowacja). Szczegóły nt. modelu systemu IEEE118 zamieszczone zostały w Załączniku A. Na potrzebę prowadzonych w kolejnych rozdziałach eksperymentów numerycznych, autor przygotował narzędzie w postaci oprogramowania uruchamianego w środowisku MATLAB. Obliczenia rozpływów mocy systemu IEEE118 oraz konwersja modelu rozpływowego do postaci plików tekstowych zawierających macierze wrażliwości została wykonana w programie SENSIT. Schemat przygotowanego oprogramowania przedstawiono na rys. 7.1, zaś kod źródłowy został zamieszczony w załączniku B. Omówione w kolejnych rozdziałach metody, opracowane przez autora są skalowalne i mogą być zastosowane w realiach systemów europejskich. 71

8. PODSTAWOWE MODELE MATEMATYCZNE I METODY WYKORZYSTANE DO OBLICZEŃ 8.1. Metoda macierzy wrażliwości Zamieszczone w rozprawie analizy wpływu PF na SEE zostały wykonane przy wykorzystaniu metody macierzy wrażliwości wyznaczanych metodą przyrostową [16] [150] [154] [159] [165] [167] [168]. Metoda ta stanowi sposób badań wpływu sterowań, wymuszeń i struktury systemu na stan pracy z bliskiego otoczenia stanu bazowego. Na podstawie obliczeń numerycznych wyznaczone zostały współczynniki macierzy,,, dla IEEE118, które posłużyły do oceny stanów pracy SEE zdefiniowanych w modelu. Do wyznaczenia tych macierzy wykorzystany został program Sensit. Na potrzebę przedstawienia metody posłużono się wariantem systemu jednoobszarowego dla którego zdefiniowano wektor sterowań E, wektor wymuszeń D i wektor zmiennych zależnych X a także przyjęto funkcję niezbilansowań węzłowych F (przekładnie wzdłużne i poprzeczne PF uwzględniono w macierzy Y lub lokując je w odpowiednich wektorach zmiennych). Wektory opisujące system przyjęły postać: 1. Wektor sterowań E: (8.1) 72

gdzie: moc czynna generowana w węźle i (bez węzła bilansującego); moduł napięcia w węźle i; zbiór (i liczba) transformatorów z regulacją przekładni wzdłużnej; zbiór (i liczba) transformatorów z regulacją przekładni poprzecznej; przekładnia wzdłużna transformatora T; przekładnia poprzeczna transformatora T (z regulacją pod obciążeniem). 2. Wektor zmiennych zależnych X: (8.2) gdzie: moc czynna generowana w węźle bilansującym; argument napięcia w węźle i (z wyjątkiem węzła bilansującego); moc bierna generowana w węźle i; moduł napięcia w węźle odbiorczym i; N zbiór (i liczba) węzłów sieci. 3. Wektor wymuszeń, zawierający moce czynne ( ) i moce bierne ( ) węzłów odbiorczych. (8.3) gdzie: moc czynna odbierana w węźle i; moc bierna odbierana w węźle i. W każdym z węzłów suma mocy węzłowych (lub prądów) dopływających musi być równoważona przez sumę mocy węzłowych (lub prądów) odpływających. Określa to następujące równanie 8.4. 73

3 \ (8.4) gdzie: - napięcie węzłowe zgodne (w wersji z jednostkami względnymi nie występuje 3 ). Po wykonaniu przekształceń uzyskuje się zależność mocy generowanej i odbieranej w węźle oraz mocy gałęziowych, od zmiennych rzeczywistych: cos sin (8.5) sin cos (8.6) i biernych): Wektory,, występują w funkcji niezbilansowań węzłowych (mocy czynnych F,,,, F,, F,, F,, (8.7) o następujących elementach: cos sin (8.8) sin cos (8.9) przy czym zazwyczaj: P 0 i G (8.10) gi gdzie: funkcja niezbilansowań węzłowych mocy czynnych; funkcja niezbilansowań węzłowych mocy biernych; część rzeczywista elementu ij macierzy admitancyjnej węzłowej Y (zespolonej); część urojona elementu ij macierzy admitancyjnej węzłowej Y (zespolonej). 74

Wektor mocy gałęziowych W przyjęto jako wektor, o elementach zespolonych, którymi są moce gałęziowe: S, S,, S, S, (8.11) gdzie: (8.12) Macierz tą można zapisać także jako: (8.13) gdzie: moce gałęziowe wpływające do gałęzi od strony węzłów początkowych; moce gałęziowe wpływające do gałęzi od strony węzłów końcowych. Należy zwrócić uwagę, że:, (8.14), (8.15) W ustalonym stanie bazowym pracy systemu są znane i a także odpowiadające im X=X oraz W=W. Oczywiście funkcja niezbilansowań węzłowych jest równa zeru:,, (8.16) Jeśli wektor sterowań E i/lub wektor wymuszeń D doznają niewielkich przyrostów, to może zostać osiągnięty nowy stan ustalony opisany wektorami: (8.17) 75

(8.18) (8.19) (8.20) przy czym:,, (8.21) W bliskim otoczeniu stanu bazowego można skorzystać z rozwinięcia funkcji,, w szereg Taylora. Otrzymuje się przez to:,, (8.22),, (8.23) gdzie:,,,, (8.24),, (8.25),,,, (8.26),,,, (8.27),, Przedstawione funkcje prowadzą do określenia macierzy wrażliwości: (8.28) gdzie: (8.29) (8.30) (8.31) 76

w których: macierz wrażliwości przyrostów zmiennych X na przyrosty zmiennych E; macierz wrażliwości przyrostów zmiennych X na przyrosty zmiennych D W podobny sposób postępuje się z przyrostami mocy gałęziowych: (8.32) (8.33) (8.34) gdzie: Przy czym wektor mocy gałęziowych (zespolonych) będących funkcją E i X,, (8.35),, (8.36), (8.37) (8.38) w którym: macierz (zespolona) wrażliwości przyrostów zmiennych X na przyrosty zmiennych E (macierz zawiera współczynniki PTDF (ang. Power Transfer Distribution Factor)); macierz (zespolona) wrażliwości przyrostów zmiennych X na przyrosty zmiennych D (macierz zawiera współczynniki PTDF). W powyższych równaniach (najczęściej) moc czynna jednego z węzłów (arbitralnie wybranego węzła bilansowego) jest zmienną zależną. Jest to moc czynna z wektora zmiennych zależnych. Argument napięcia węzła bilansowego jest ustalony i nie występuje w żadnym z wektorów. 8.2. Sterowanie przepływem mocy przy wykorzystaniu metody regulacji kąta obciążenia Obliczenia numeryczne zostały wykonane przy uwzględnieniu metody regulacji kąta obciążenia, która została szczegółowo opisana w rozdziale 3.1. 77

Rys. 8.1. Przykładowy model układu przesyłowego opracowanie własne W przypadku uwzględnienia zapisu macierzowego, opisana wzorem (9.39) macierz węzłowa [16] [150] [154] [159] [165] [167] [168]: (8.39) dla przypadku układu przesyłowego z rys. 8.1, macierz (8.39) może przyjąć następującą postać [16] [150] [154] [159] [165] [167] [168]: (8.40) gdzie: macierz admitancyjna węzłowa zgodna gałęzi ij; element ij macierzy ; przekładnia wzdłużna transformatora regulacyjnego ij, przekładnia poprzeczna transformatora regulacyjnego ij. Przepływ mocy czynnej przez gałęzie można opisać równaniami [159] [167]: a) dla gałęzi I bez PF: cos sin (8.41) cos sin (8.42) b) dla gałęzi II zawierającej PF: cos sin (8.43) cos sin (8.44) gdzie: moc czynna wpływająca do gałęzi ij od strony węzła i; moc czynna wpływająca do gałęzi ij od strony węzła j; reaktancja zastępcza wzdłużna linii ij bez PF; macierz admitancyjna węzłowa zgodna gałęzi ij; element ij macierzy ; część rzeczywista elementu ; część urojona elementu. 78

9. ODDZIAŁYWANIA PF ZLOKALIZOWANYCH W GAŁĘZIACH MIĘDZYSYSTEMOWYCH NA SEE 9.1. Wstęp W przyjętym do analiz modelu IEEE118 przeanalizowano występujące połączenia międzysystemowe pod kątem lokalizacji PF. Główne wskaźniki wpływające na wybór lokalizacji to zakres możliwych zmian rozpływów mocy w gałęziach systemu oraz intensywność oddziaływania na zmiany powodowane przez pozostałe PF. Oddziaływanie PF przeanalizowano na podstawie zmian mocy gałęziowych [16] [150] [159] [167]: (9.1) gdzie: moc gałęzi w stanie bazowym (ograniczona do mocy czynnej); zmiana mocy gałęzi wywołana zmianami nastawień PF, określona zależnością: (9.2) gdzie: macierz wrażliwości określająca zależność mocy gałęziowych od nastawienia PF ( ); macierz nastawień przekładni poprzecznej ( ). Moce gałęziowe uzyskiwane w wyniku zmian nastawień PF powinny zawierać się w zakresie: lub po odpowiednim dostosowaniu zwrotów: (9.3) (9.4) gdzie maksymalna dopuszczalna moc gałęzi (ograniczona do mocy czynnej). Przyjęte zwroty zgodne z kierunkiem przepływającej mocy czynnej. W przygotowanym oprogramowaniu do optymalizacji obliczeń wykorzystana została metoda simplex. Jest to iteracyjna metoda rozwiązywania zadań programowania liniowego za pomocą kolejnego polepszenia (optymalizacji) rozwiązania. Zapis matematyczny metody jest klasyczny (9.5):,, (9.5) 79

gdzie f funkcja celu przy warunkach: Oznacza to w skrócie: przy czym: :,,, (9.6) min :, (9.7) (9.8) (9.9) (9.10) gdzie: macierz danych; wektor współczynników liczbowych; wektor zmiennych optymalizowanych. W metodzie simplex schemat przeszukiwania rozwiązania zadania liniowego rozpoczyna się od pewnego rozwiązania bazowego dopuszczalnego a następnie przechodzi się kolejno do innych rozwiązań bazowych dopuszczalnych, w każdym kroku zastępując jeden element zbioru bazowego innym, dopóki da się pomniejszać wartość funkcji celu f. Jako wektor zmiennych optymalizowanych przyjęto nastawienia PF ( ). Ze względu na poszukiwanie minimalnych oraz maksymalnych zakresów regulacji PF korzystano zamiennie z funkcji (9.7) oraz (9.11). max :, (9.11) 9.2. Analiza przykładów W każdym z czterech systemów IEEE118 przewidziano dwa PF (szczegóły zostały zamieszczone w Załączniku A). Pełne sprawdzenie zakresów sterowania wszystkich PF wymagałoby wykonania symulacji dla każdego z nastawień. Zakładając, że każdy 80

z ośmiu PF ma możliwość regulacji w zakresie od -20 do 20 czyli łącznie 41 nastawień (przy pominięciu części ułamkowych stopni), prowadzi to do uzyskania 41 (7 984 925 229 121) kombinacji stanów pracy SEE. Przeanalizowanie takiej liczby rozwiązań jest bardzo kłopotliwe, jednak przy zastosowaniu odpowiednich metod numerycznych umożliwia oszacowanie dozwolonych i zabronionych zakresów regulacji. Celem wykonanych analiz było określenie nastawień PF umożliwiających możliwie najszerszy zakres sterowania zmianami rozpływu mocy w gałęziach (w dopuszczalnych granicach). Oddziaływanie PF na zmianę mocy gałęziowych przeanalizowano w dwóch wariantach tzn.: (1) nie powinno powodować przekroczeń dopuszczalnych mocy gałęziowych w gałęziach systemu którego własnością jest PF oraz (2) w gałęziach połączonych systemów sąsiednich. Na potrzeby niniejszego zadania autor przygotował oprogramowanie TCPST_main + TCPST_set_range (kod źródłowy został zamieszczony w Załączniku B), które umożliwia oszacowanie dopuszczalnych zakresów pracy oraz przekroczenia mocy gałęziowych, dla dowolnej liczby PF oraz dowolnej kombinacji nastawień. Oprogramowanie umożliwia sprawdzenie wpływu nastawień PF na zmiany rozpływów mocy w każdym z systemów lub w wybranej gałęzi. Ze względu na liczbę urządzeń i możliwych kombinacji nastawień dokonanie pełnego przeglądu kombinacji byłoby kłopotliwe. Dużo wygodniejsze jest sprawdzenie czy zakresy nastawień określonych urządzeń powodują przekroczenia dopuszczalnych mocy gałęziowych. W przypadku stwierdzenia przekroczeń prowadzona jest dalsza analiza dla określonego systemu zmierzająca do wytypowania niedozwolonych zakresów pracy konkretnych PF. Wyniki zamieszczono w tabeli 9.1. Przy wykorzystaniu oprogramowania TCPST_main + TCPST_range (kod źródłowy został zamieszczony w Załączniku B) przeanalizowane zostały zakresy regulacji każdego z PF. Wyniki przedstawiają różne scenariusze pracy urządzeń w danym systemie (w konfiguracji pracy indywidualnej i wspólnej), określające bezpieczne dla gałęzi zakresy zmian nastawień PF. Symulacja została wykonana w dwóch wariantach: (1) maksymalne dopuszczalne nastawienie PF wpływające na zmianę rozpływu mocy systemu w którym znajduje się urządzenie oraz (2) wpływające na systemy sąsiednie. W przypadku pracy wspólnej dwóch urządzeń przeanalizowano zakres zmian każdego z PF poprzez określenie skrajnych nastawień. W efekcie wykonanych obliczeń okazało się, że wyniki dla wariantu (1) i (2) były identyczne (nie stosowano więc powtórzenia tabel 9.2-9.5) przekroczenia dopuszczalnych mocy gałęziowych w pierwszej kolejności występowały w systemach, na obszarze których zlokalizowane są sprawdzane PF. 81

Tabela 9.1. Szacunkowe zestawienie możliwych przekroczeń i limitów mocy gałęzi dla różnych kombinacji nastawień PF Lp. 1. System 1 Wyszczególnienie Łączna liczba gałęzi Zakres pracy gałęzi [liczba gałęzi] Dopuszczalny Przekroczenie 2. Gałęzie S1 50 47 3 3. Gałęzie międzysystemowe należące do S1 2 2 0 4. Gałęzie międzysystemowe sąsiednich OSP połączone z S1 2 2 0 5. Gałęzie systemów sąsiednich 136 130 6 6. System 2 7. Gałęzie S2 13 11 2 8. Gałęzie międzysystemowe należące do S2 3 3 0 9. Gałęzie międzysystemowe sąsiednich OSP połączone z S2 2 2 0 10. Gałęzie systemów sąsiednich 173 166 7 11. System 3 12. Gałęzie S3 59 58 1 13. Gałęzie międzysystemowe należące do S3 3 3 0 14. Gałęzie międzysystemowe sąsiednich OSP połączone z S3 1 1 0 15. Gałęzie systemów sąsiednich 127 119 8 16. System 4 17. Gałęzie S4 64 61 3 18. Gałęzie międzysystemowe należące do S4 2 2 0 19. Gałęzie międzysystemowe sąsiednich OSP połączone z S4 5 5 0 20. Gałęzie systemów sąsiednich 122 116 6 Tabela 9.2. Dopuszczalne nastawienia PF P1 i P2 zainstalowanych w S1 [deg] Lp. Nazwa Praca indywidualna min* max* Praca wspólna P1 i P2 Przypadek 1 Przypadek 2 Przypadek 3 Przypadek 4 P1 min P2 min P1 min P2 max P1 max P2 min P1 max 1. P1-9 20-7 -11-12 20 20-9 20 20 2. P2-10 20 * - min/max dopuszczalne nastawienie [deg] P2 max 82

Tabela 9.3. Dopuszczalne nastawienia PF P4 i P5 zainstalowanych w S2 [deg] Lp. Nazwa PF Praca indywidualna min max 1. P4-16 20 2. P5-11 20 Praca wspólna P4 i P5 Przypadek 1 Przypadek 2 Przypadek 3 Przypadek 4 P4 min P5 min P4 min P5 max P4 max P5 min P4 max P5 max -11-16 -6 20 20-2 20 7 Tabela 9.4. Dopuszczalne nastawienia PF P6 i P8 zainstalowanych w S3 [deg] Lp. Nazwa PF Praca indywidualna min max 1. P6-20 17 2. P8-20 20 Praca wspólna P6 i P8 Przypadek 1 Przypadek 2 Przypadek 3 Przypadek 4 P6 min P8 min P6 min P8 max P6 max P8 min P6 max P8 max -20-7 -20 20 14-20 19 20 Tabela 9.5. Dopuszczalne nastawienia PF P7 i P3 zainstalowanych w S4 [deg] Lp. Nazwa PF Praca indywidualna min max 1. P7-20 3 2. P3-4 20 Praca wspólna P7 i P3 Przypadek 1 Przypadek 2 Przypadek 3 Przypadek 4 P7 min P3 min P7 min P3 max P7 max P3 min P7 max P3 max -20-8 -20 15-5 -12 16 20 We wstępie do rozdziału stwierdzono, że oddziaływanie terytorialne PF może przenosić się na gałęzie systemu sąsiedniego. Autor przeprowadził symulację, przedstawiającą kolejne kroki regulacji PF w przypadku nieskoordynowanej pracy OSP. Symulacje wykonano oprogramowaniem TCPST_main + TCPST_set_range (kod źródłowy został zamieszczony w Załączniku B). Wyniki zamieszczono w tabeli 9.6. W stanie wyjściowym (krok 1) każdy OSP wysterował swoje PF zgodnie z własnymi kryteriami. Stan ten trwa do czasu, gdy zmiana wykonana przez jednego z OSP (krok 2 PF P3), wpływa na system sąsiedniego operatora (krok 3) zaburzając jego pracę wg przyjętych kryteriów. Prowadzi to do kaskadowych zmian, w efekcie których każdy OSP kolejno koryguje rozpływy mocy własnymi PF. Wzajemne żonglowanie zakresami regulacji prowadzi do dwóch scenariuszy: żaden z OSP nie może osiągnąć własnego celu, ze względu na wzajemne negatywne oddziaływanie; operator/operatorzy w kolejnych krokach zwiększając wartości nastawień (modułu) doprowadzają do technicznego maksimum regulacji. Powoduje to, że możliwości regulacji 83

są bardzo ograniczone, urządzenia pracują w skrajnych zakresach a oczekiwany efekt nie jest osiągnięty. W przypadku SEE połączonych działania poszczególnych OSP zorientowane wyłącznie na własny cel, mogą prowadzić do sytuacji, że nikt nie osiąga go w maksymalnym stopniu. Tabela 9.6. Przykładowy scenariusz wykonywanych korekt nastawień PF należących do poszczególnych systemów w przypadku nieskoordynowanej pracy OSP [deg] Nr kroku S1 S2 S3 S4 P1 P2 P4 P5 P6 P8 P3 P7 1. 15 18 0 17 0 0 0 0 2. 3. 4. 5. 15 (b.z.) 15 (b.z.) 15 (b.z.) 15 (b.z.) 18 (b.z.) 18 (b.z.) 18 (b.z.) 18 (b.z.) 6. 20* 20* 0 (b.z.) 0 (b.z.) 0 (b.z.) 17 (b.z.) 17 (b.z.) 17 (b.z.) 2-6 2 (b.z.) -6 (b.z.) 0 0-4 0 8 0 8 (b.z.) 8 (b.z.) 8 (b.z.) 15 15 (b.z.) 15 (b.z.) -4 (b.z.) -4 (b.z.) -4 (b.z.) -4 (b.z.) n. b.z. nie wykonano regulacji PF; * maksymalny technicznie zakres regulacji [deg]. -20* -20* (b.z.) -20* (b.z.) -20* (b.z.) Należy mieć na uwadze, że preferencje OSP mogą być różne i czasami trudne do szacowania. Możemy jednak uzyskać maksymalizację swojego celu poprzez uzgodnienie z pozostałymi OSP, że wykonane u nich drobne korekty prawie nie naruszą celu, który już mają. Niektóre wskaźniki zostaną skorygowane poprzez taką zmianę innych wskaźników, że cel tamtych systemów zostanie prawie taki sam. Użyta w rozdziale metodyka może być wykorzystana do analiz na etapie planowania i rozwoju SEE. Pozwala uniknąć pokrywania dostępnym zakresem oddziaływania obszarów już takim oddziaływaniem pokrytych (pozwala uniknąć zjawiska nakładania się i wzajemnego znoszenia efektów oddziaływania PF). 84

10. MAKSYMALIZACJA ZAPASU PRZEPUSTOWOŚCI MOCY GAŁĘZIOWYCH 10.1. Wstęp W niniejszym rozdziale opisana została metoda maksymalizacji zapasu przepustowości ( ) mocy gałęziowych przy wykorzystaniu nastawień PF. Zapas przepustowości rozumiany jest jako różnica maksymalnej dopuszczalnej mocy gałęzi i mocy aktualnie nią płynącej (modułu). W oprogramowaniu TCPST_main + TCPST_range (kod źródłowy został zamieszczony w Załączniku B) do optymalizacji obliczeń wykorzystana została opisana w rozdziale 9 metoda simplex. Minimalizowane są wartości mocy płynących gałęziami w taki sposób, aby maksymalizować najbardziej krytyczny zapas przepustowości. Z powodu maksymalizacji mocy gałęziowych zamiast minimalizacji funkcji min :, (9.7) stosuje się maksymalizację funkcji typu max :, (9.11). czyli: Ograniczenia przepustowości występujące w gałęziach SEE można opisać następująco: (10.1) (10.2) Zakładając, że elementy macierzy znajdują się w macierzy, zaś elementy w macierzy x, warunek metody simplex sprowadza się do postaci i odpowiada zestawowi ograniczeń przepustowości (przybliżenie liniowe): (10.3) W trakcie obliczeń, sprawdzając wszystkie gałęzie SEE poszukujemy najmniejszego. Odszukany ten najmniejszy zapas (czasami, w przypadku kilku gałęzi zapasy) możemy maksymalizować, tak aby każda gałąź widziała, że już większego zapasu przepustowości nie da się osiągnąć manewrując nastawieniami PF (oznaczonymi jako x). Na potrzebę realizacji przykładu klasyczna postać metody simplex zostaje przeobrażona do zadania maxmin, opisanego zależnością 10.4. 85

max 0 0 1 (10.4) Wśród wartości funkcji 10.4 pojawił się wskaźnik o wartości 1, odpowiadający położeniu wskaźnika w wektorze definiującym. W ten sposób funkcja 10.4 będzie dążyła do uzyskania możliwie największej wartości. Na potrzebę zdefiniowania modelu matematycznego utworzone zostały następujące warunki: Warunek A wytypowanie gałęzi, dla których prowadzona będzie maksymalizacja. W macierzy oprócz elementów macierzy zamieszczono dodatkową kolumnę współczynników 1. Przygotowana w taki sposób macierz umożliwia maksymalizację dla wszystkich zdefiniowanych gałęzi. W przypadku maksymalizacji wyłącznie w określonym systemie lub wyłącznie dla indywidualnie wytypowanych gałęzi należy wyzerować współczynniki macierzy odpowiadające systemom lub gałęziom dla których nie powinien być maksymalizowany. (10.5) Warunek B utrzymanie mocy gałęziowych w limitach przepustowości. W macierzy oprócz elementów macierzy zamieszczono dodatkową kolumnę współczynników 0 (w tym odpowiadające ). Przygotowana w taki sposób macierz powoduje, że moc gałęzi nie powinna przekroczyć dopuszczalnej obciążalności. Wybór SEE lub gałęzi dla których ma zostać przeprowadzona optymalizacja odbywa się identycznie jak dla Warunku A. ε (10.6) Warunek C określenie zakresów zmian oraz ograniczeń technicznych. Przygotowane warunki umożliwiają określenie dla każdej z gałęzi maksymalna wartości nastawienia (kąt) PF oraz dodatkowych ograniczeń technicznych. Zastosowanie zapisu macierzowego umożliwia ustawienie w każdej z gałęzi tzw. wirtualnego PF. Mając to na uwadze na przekątnej macierzy, w miejscach odpowiadających rzeczywistym PF wstawiamy -1 oraz 1. 86

1 0 1 0 0 0 0 1 0 1 0 1 0 0 0 0 1 0 ε (10.7) Warunek D wybór gałęzi, w których występują PF. Na przekątnej macierzy, na pozycjach odpowiadających nierzeczywistym PF, umieszczony został wskaźnik 1. 0 0 0 1 1 1 0 0 0 (10.8) ε Opisaną w niniejszym rozdziale metodą, przeanalizowano możliwości doboru nastawień PF w celu maksymalizacji gałęzi systemów S1, S2, S3, S4. Symulacje przeprowadzono dla kilku wariantów. W stanie bazowym ( 0) w żadnym z czterech SEE nie występują przekroczenia dopuszczalnych mocy gałęziowych. Wyniki zostały zamieszczone w tabelach 10.1 5 oraz na rys. 10.1 10. 10.2. Analiza przykładów 10.2.1. Jednoczesne wykorzystanie PF należących do S1, S2, S3, S4 Przykład dotyczy maksymalizacji gałęzi S1, S2, S3, S4 przy jednoczesnym wykorzystaniu dostępnych PF (niezależnie od właściciela). Nastawienia PF oraz informacje o gałęziach, względem których przeprowadzona została optymalizacja zamieszczono w tabeli 10.1. 87

Tabela 10.1. Nastawienia PF dobrane pod kątem maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1, S2, S3, S4 przy wykorzystaniu dostępnych PF P1 S1 P2 S1 Nastawienia PF [deg] P4 S2 P5 S2 P6 S3 P8 S3 P3 S4 P7 S4 20 20 10 19 20-4 -9-17 Maksymalizacja newralgicznych gałęzi Nazwa gałęzi L33 S1 L185 S2 L50 S4 Wartość [MW] W wyniku regulacji PF nastąpił wzrost mocy gałęziowych kilku gałęzi (np. L110 S2, L119 S3, L48 S4) do wartości zbliżonej do, jednak większość gałęzi (w tym dwie najbardziej obciążone nr L33 S1 oraz L50 S4) zmniejszyła swój zapasu przepustowości. Zastosowane nastawienia PF umożliwiły zmniejszenie mocy gałęziowych większości gałęzi S1. Największe wzrosty mocy wystąpiły w S2. W żadnym z systemów nie występują gałęzie o mniejszym niż obliczony a także nie występują przekroczenia dopuszczalnych mocy gałęziowych. Wykres najistotniejszych zmianach mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118 został zilustrowany na rys. 10.1. Symbolem % oznaczono procentowy zapas przepustowości przekroju przesyłowego. 37,0 Rys. 10.1. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1, S2, S3, S4, przy wykorzystaniu dostępnych PF 88

10.2.2. Indywidualne wykorzystanie PF należących do jednego OSP Przykład dotyczy maksymalizacji gałęzi S1, S2, S3, S4 przy wykorzystaniu PF należących wyłącznie do jednego OSP. Urządzenia zostały sprawdzone w konfiguracji indywidualnej oraz wspólnej. Nastawienia PF oraz informacje o gałęziach względem których przeprowadzona została optymalizacja zamieszczono w tabeli 10.2. Tabela 10.2. Nastawienia PF dobrane pod kątem maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1, S2, S3, S4 przy wykorzystaniu PF należących wyłącznie do jednego OSP Lp. P1 S1 P2 S1 Nastawienia PF [deg] P4 S2 P5 S2 P6 S3 P8 S3 P3 S4 P7 S4 Maksymalizacja newralgicznych gałęzi Nazwa gałęzi Wartość [MW] 1. -5 0 0 0 0 0 0 0 L50 S4 12,0 2. 0 20 0 0 0 0 0 0 L33 S1 27,0 3. 20 20 0 0 0 0 0 0 L33 S1 31,8 4. 0 0-11 0 0 0 0 0 5. 0 0 0 17 0 0 0 0 6. 0 0-13 4 0 0 0 0 L30 S1 L50 S4 L119 S3 L50 S4 L33 S1 L50 S4 7. 0 0 0 0-20 0 0 0 L50 S4 19,7 8. 0 0 0 0 0 12 0 0 9. 0 0 0 0 17 16 0 0 L33 S1 L50 S4 L33 S1 L50 S4 10. 0 0 0 0 0 0-1 0 L33 S1 22,0 11. 0 0 0 0 0 0 0 1 L33 S1 22,0 12. 0 0 0 0 0 0-5 -6 L30 S1 L33 S1 Na podstawie przeprowadzonych obliczeń wynika, że maksymalizacja, niezależnie od wybranych PF odnosiła się zazwyczaj do dwóch najbardziej obciążonych gałęzi nr L33 S1 oraz L50 S4. Przy wykorzystaniu pojedynczych PF wzrasta rola wielkości danego SEE, ale także lokalizacji urządzenia w systemie. Na przykładzie S2 zauważalne jest, że zmiana nastawień PF nie spowodowała maksymalizacji własnych gałęzi a wprost przeciwnie wzrost mocy płynącej tymi gałęziami. Szczególnie zauważalne jest to dla nastawienia PF P4 11. Wykres najistotniejszych zmianach mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118 został zilustrowany na rys. 10.2. 19,4 19,2 19,5 21,4 21,5 22,6 89

Rys. 10.2. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1, S2, S3, S4, przy wykorzystaniu PF P4 należących wyłącznie do jednego OSP W przypadku rozległych systemów S1 i S4, najistotniejsze zmiany mocy gałęziowych ograniczyły się do gałęzi zlokalizowanych w pobliżu połączeń międzysystemowych. Wraz z oddaleniem się od tych połączeń oddziaływanie PF zmniejsza się a zmiany mocy gałęziowych oscylują w zakresie pojedynczych MW lub pozostają bez zmian. Wyznaczone nastawienia PF nie powodują przekroczeń dopuszczalnych mocy gałęziowych. Oddziaływanie PF jest szersze niż obszar systemu do którego należą urządzenia. W przypadku braku ograniczenia obszaru, dla którego ma być prowadzona maksymalizacji, może okazać się, że ma ona niewielki wpływ na system, którego własnością są PF użyte do regulacji. 10.2.3. Indywidualne wykorzystanie PF należących do jednego OSP przy założeniu maksymalizacji gałęzi należących do właściciela PF Niniejszy przykład stanowi rozszerzenie przykładu z rozdziału 10.2.2. OSP wykorzystuje PF do maksymalizacji własnych gałęzi, jednak prowadzona regulacja nie może powodować przekroczenia mocy gałęziowych w systemach sąsiednich. Urządzenia zostały sprawdzone w konfiguracji indywidualnej oraz wspólnej. Nastawienia PF oraz informacje o gałęziach, względem których przeprowadzona została optymalizacja zamieszczono w tabeli 10.3. 90

Tabela 10.3. Nastawienia PF dobrana pod kątem maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi należących do właściciela PF Lp. P1 S1 P2 S1 Nastawienia PF [deg] P4 S2 P5 S2 P6 S3 P8 S3 P3 S4 P7 S4 Maksymalizacja newralgicznych gałęzi Nazwa gałęzi Wartość [MW] 1. 20 0 0 0 0 0 0 0 L33 S1 26,8 2. 0 20 0 0 0 0 0 0 L33 S1 27,0 3. 20 20 0 0 0 0 0 0 L33 S1 31,8 4. 0 0 3 0 0 0 0 0 L111 S2 100,9 5. 0 0 0 6 0 0 0 0 L111 S2 100,7 6. 0 0 4-3 0 0 0 0 L110 S2 100,6 7. 0 0 0 0-14 0 0 0 8. 0 0 0 0 0 20 0 0 9. 0 0 0 0-17 20 0 0 L141 S3 L142 S3 L119 S3 L141 S3 L142 S3 L141 S3 L142 S3 L118 P6 S3 10. 0 0 0 0 0 0-20 0 L105 S4 66,3 11. 0 0 0 0 0 0 0 9 L50 S4 L105 S4 12. 0 0 0 0 0 0-20 -9 L105 S4 12,0 61,0 62,5 62,7 54,5 Rys. 10.3. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S3, przy wykorzystaniu PF6 i PF8 91

Wyniki symulacji dowodzą, że istnieją nastawienia każdego z PF dla których ich właściciele maksymalnie zwiększają zapas przepustowości gałęzi własnych nie powodując przekroczenia dopuszczalnych mocy gałęziowych (a w zasadzie dążąc do jak najmniejszej ingerencji) w systemach sąsiednich. Największe zmiany rozpływów mocy występują w S3, niezależnie od użycia indywidualnego czy też wspólnego PF P6 i P8. Wykres najistotniejszych zmian mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118, dla przypadku wspólnej regulacji PF P6 oraz P8 został zilustrowany na rys. 10.3. 10.2.4. Wykorzystanie PF w sytuacji porozumienia dwóch OSP Przykład dotyczy koalicji pomiędzy dwoma SEE posiadającymi wzajemne połączenia międzysystemowe. Nastawienia PF dla poszczególnych wariantów koalicji oraz informacje nt. gałęzi względem których optymalizowano zamieszczono w tabeli 10.4. Tabela 10.4. Nastawienia PF dobrana pod kątem maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi SEE tworzących koalicję Lp. Koalicja P1 S1 P2 S1 Nastawienia PF [deg] P4 S2 P5 S2 P6 S3 P8 S3 P3 S4 P7 S4 1. S1 i S4 20 20 0 0 0 0-10 -19 2. S1 i S2 16 20 0 20 0 0 0 0 3. S2 i S3 0 0-2 19-11 20 0 0 4. S2 i S4 0 0-18 -15 0 0-14 14 5. S3 i S4 0 0 0 0 18 8-13 -9 Maksymalizacja newralgicznych gałęzi Nazwa gałęzi L33 S1 L50 S4 L33 S1 L110 S2 L116 P5 S2 L141 S3 L142 S3 L116 P5 S2 L45 P7 S4 L141 S3 L142 S3 L50 S4 L105 S4 Wartość [MW] W przypadku modelu IEEE118 można utworzyć pięć koalicji pomiędzy systemami: S1 i S4, S1 i S2, S2 i S3, S2 i S4, S3 i S4. PF należące do systemów tworzących koalicję maksymalizują własnych gałęzi, jednak w taki sposób, aby nie powodować przekroczenia dopuszczalnych mocy gałęziowych pozostałych systemów. Koalicja dwóch SEE stwarza możliwość sterowania zmianami rozpływów mocy czterema PF w różnych lokalizacjach, co zwiększa możliwość oddziaływania na zmiany mocy gałęziowych. 34,3 32,0 62,9 77,3 61,5 92

1. Koalicja S1 i S4 Zmiany rozpływu mocy w większości gałęzi S2 są niewielkie (+/- 2 MW), zaś w S3 bliskie zera. Największe zmiany rozpływów mocy wystąpiły w S1, w którym to większość mocy gałęziowych zmniejszyła się. Podsumowując, pod względem zwiększenia koalicja S1 i S4 jest najbardziej korzystna dla S1. W systemie S4 poprawa warunków pracy występuje dla kilku gałęzi zaś dla S2 i S3 oddziaływanie jest praktycznie nieznaczące. Wykres najistotniejszych zmian mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118, dla koalicji S1 i S4, został zilustrowany na rys. 10.4. Rys. 10.4. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1 i S4, przy wykorzystaniu PF P1, P2, P3 i P7 2. Koalicja S1 i S2 W S3 najistotniejsza zmiana wartości mocy gałęziowej wystąpiła dla L119 S3 (międzysystemowa S3 i S4), dla której zmniejszył się do wartości pojedynczych MW. W S4 moce gałęziowe wzrosły, jednak nie zbliżyły się do dopuszczalnego limitu. W przypadku systemów objętych koalicją moc większości gałęzi uległa zmniejszeniu. Wykres najistotniejszych zmian mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118, dla koalicji S1 i S2, został zilustrowany na rys. 10.5. 93

Rys. 10.5. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1 i S2, przy wykorzystaniu PF P1, P2, P4 i P5 3. Koalicja S2 i S3 W S1 w kilku gałęziach wystąpiły niewielkie zmiany rozpływu mocy (wzrosty). W S4 poza kilkoma istotnymi wzrostami mocy (przedstawione na wykresie), moc ok 50% gałęzi zmniejszyła się. W przypadku systemów tworzących koalicję: wystąpił wzrost mocy gałęziowych większości gałęzi S2, zaś w S3 istotnie wzrosły moce gałęziowe pojedynczych gałęzi: L118 S3, L118 S3. Podsumowując, z uwagi na największe wzrosty przepustowości gałęzi, koalicja S2 i S3 najwięcej korzyści przynosi systemowi S4. Wykres najistotniejszych zmian mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118 dla koalicji S2 i S3, został zilustrowany na rys. 10.6. 4. Koalicja S2 i S4 W S1 wystąpił istotny wzrost mocy gałęziowych, szczególnie w przypadku L21 S1 oraz L23 S1. W S3 poza gałęziami L119 S3 oraz L118 P6 S3, dla których moce gałęziowe zmniejszyły się, większość zmian mocy była niewielka. Odnosząc się do systemów tworzących koalicję: w S2 większość mocy w gałęziach uległa istotnemu wzrostowi, zaś w S4 większość mocy płynących w gałęziach uległa zmniejszeniu, szczególnie w przypadku L50 S4. Wykres najistotniejszych zmian mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118, dla koalicji S2 i S4, został zilustrowany na rys. 10.7. 94

Rys. 10.6. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S2 i S3, przy wykorzystaniu PF P4, P5, P6 i P8 Rys. 10.7. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S2 i S4, przy wykorzystaniu PF P4, P5, P3 i P7 5. Koalicja S3 i S4 W S1 i S2 poza gałęziami L30 P1 S1 oraz L185 S2, dla których zmniejszył się do pojedynczych MW, nie wystąpiły istotne zmiany rozpływów mocy. W S3 dla ok 90 % gałęzi 95

nie wystąpiły zmiany rozpływów mocy, zaś w S4 dla ok 50 % gałęzi wystąpiły niewielkie zmniejszenia mocy gałęziowych. W przypadku koalicji S3 i S4, najistotniejszą zmianą jest zwiększenie gałęzi L50 S4 wzrost o 14%. Skutkuje on jednak istotnym wzrostem mocy w gałęziach systemów S1 i S2. Wykres najistotniejszych zmian mocy gałęziowych wybranych gałęzi IEEE118, dla koalicji S3 i S4 został zilustrowany na rys. 10.8. Rys. 10.8. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S3 i S4, przy wykorzystaniu PF P6, P8, P3 i P7 10.2.5. Wykorzystanie PF do maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi dla stanu pracy systemu N-1 Zaprezentowany w niniejszym rozdziale przykład dotyczy maksymalizacji w przypadku wyłączenia jednej z gałęzi systemu (stan N-1). Wyłączenie gałęzi zaproponowano przez zastosowanie metody polegającej na wprowadzeniu do wyłączanej gałęzi dodatkowego tzw. wirtualnego PF [167]. W ustalonym stanie bazowym pracy systemu znane są moce gałęziowe W=W. Analizy N-1 przebiegają z sekwencyjnym wyłączaniem kolejnych gałęzi (w sieciach oczkowych) w każdym kroku konfiguracja sieci jest taka sama bazowa a symuluje się wygaszenie mocy wybranej gałęzi. Na potrzebę omówienia metody przyjmuje się symulację wygaszenie mocy gałęzi, która ma węzeł początkowy jako, a węzeł końcowy jako. Na potrzebę metody przyjmuje się, 96

że przybliżeniem wygaszenia mocy gałęzi, może być sprowadzenie do zera mocy wpływającej do gałęzi od strony węzła. Odpowiedni element macierzy oznaczamy jako, (zespolony). Właściwą przekładnię poprzeczną do zrealizowania tego zadania można wyznaczyć następująco:, (10.9) (10.10) (10.11), (10.12) gdzie: v oznaczenie wirtualnego PF;, 0. W przypadku sieci promieniowej analizy mogą być przeprowadzone w sposób tradycyjny. Jedynym niezerowym elementem wektora sterowań (8.1) będzie ww.. Mnożąc odpowiednią kolumnę macierzy wrażliwości oraz przez wirtualną przekładnię otrzymamy przybliżenia przyrostów zmiennych zależnych węzłowych oraz przybliżone korekty mocy gałęziowych wywołane zasymulowanym wyłączeniem gałęzi. Można następnie sprawdzić, czy nowe moce gałęziowe nie wykraczają poza limity, można wytypować gałęzie, których zapas przepustowości niedopuszczalnie się obniżył i przeprowadzić pozostałe analizy. Bierze się następnie kolejną gałąź, zgodnie z postępowaniem N-1, czyli klasycznie wszystkie kolejne gałęzie sieci (oczkowej). W celu uwzględnienia opisanej powyżej analizy stanów N-1 w utworzonym modelu matematycznym modyfikacji ulegał warunek (10.8) do postaci opisanej (10.13). W związku z dodaniem tzw. wirtualnego PF, na przekątnej macierzy dla gałęzi odpowiadającej utworzonemu wirtualnego urządzenia, należy wstawić współczynnik 1, zaś w macierzy b w pozycji odpowiedniej dla wytypowanej gałęzi należy wprowadzić wartość kąta odpowiadającą nastawieniu wirtualnego PF. Wartość kąta określana jest odpowiednio do mocy wyłączanej gałęzi w sposób zgodny z powyższym opisem metody N-1. 97

0 0 1 1 1 1 0 0 0 ε 0 0 0 (10.13) Zaproponowana metoda umożliwia przeanalizowanie stanu pracy systemu N-1 dla dowolnej gałęzi (w tym również zawierającej rzeczywisty PF). Przygotowane przez autora oprogramowanie TCPST_main + TCPST_set_range_N-1 (kod źródłowy zamieszczono w Załączniku B) umożliwia wygenerowanie nastawień dla dowolnej konfiguracji PF przy wyłączeniu gałęzi sieci oczkowej. W tabeli 10.5 zamieszczono nastawienia PF umożliwiające maksymalizację dla różnych wariantów lokalizacji wyłączonej gałęzi w topologii systemu, w tym dla gałęzi: w której zlokalizowany jest PF; zlokalizowanej w pobliżu połączenia międzysystemowego istotnie zaangażowanej w międzysystemową wymianę energii elektrycznej; znajdującej się w głębi systemu. Na podstawie analizy przykładów zamieszczonej w tabeli 10.5 wynika, że największa możliwość niwelacji zaburzenia pracy systemu spowodowanego stanem N-1 możliwa jest w przypadku zastosowania do regulacji kilku PF. Nawet w przypadku wyłączenia gałęzi wymiany międzysystemowej, w której znajduje się PF (przypadek lp. 2 z tabeli 10.5) pozostałe PF umożliwiają maksymalizację w taki sposób, aby nie doszło do przekroczenia dopuszczalnej mocy gałęzi. Zastosowanie metody maksymalizacji w stanie pracy systemu N-1 jest szczególnie korzystne ze względu na możliwość poprawy warunków pracy gałęzi, które przejmują przesył mocy za gałąź wyłączoną. 98

Tabela 10.5. Nastawienia PF dobrane pod kątem maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi SEE w przypadkach awaryjnego wyłączenia jednej z gałęzi (stan N-1) Lp. Wariant Nazwa wyłączonej gałęzi (N-1) P1 S1 P2 S1 Nastawienia PF [deg] P4 S2 P5 S2 P6 S3 P8 S3 P3 S4 P7 S4 Maksymalizacja newralgicznych gałęzi Nazwa gałęzi Wartość [MW] 1. Cel: Maksymalizacja zapasu przepustowości we wszystkich gałęziach systemów S1, S2, S3, S4. Pracują wszystkie PF. L110 S2 L50 S4 18 20 20-1 18 5-20 6 L185 S2 L116 P5 S2 L105 S4 2. L44 P2 S1 20 wył. 20 12 20-7 -18-20 L33 S1 L119 lw S3 14,0 30,6 3. Cel: Indywidualne wykorzystanie PF należących do jednego OSP przy założeniu maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi należących do właściciela PF L121 S3 0 0 0 0 17 15 0 0 L185 S2 L33 S1 L50 S4 4. L45 P7 S4 0 0 0 0 0 0 wył. -6 L33 S1 22,4 5. 6. Koalicja dwóch OSP. Pracują wszystkie PF należące do OSP tworzących koalicję. Urządzenia maksymalizują zapas przepustowości w gałęziach systemów objętych koalicją Koalicja S1 i S4 Koalicja S3 i S4 L27 S1 20 20 0 0 0 0-3 -8 L50 S4 L33 S1 L118 P6 S3 0 0 0 0 6 7-13 -8 L141 S3 L142 S3 L105 S4 21,5 32,0 64,0 99

Na rys. 10.9-10.10 zamieszczono wyniki dla dwóch przypadków przedstawionych w tabeli 10.5. Na wykresach zaznaczone zostały najistotniejsze zmiany mocy gałęziowych oraz gałęzie, względem których maksymalizowano. Rys. 10.9. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1, S2, S3 i S4, przy wykorzystaniu dostępnych PF w sytuacji wyłączenia gałęzi L50 S4 (przypadek lp. 1 z tabeli 10.5) Rys. 10.10. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi w S1 i S4 (koalicja), przy wykorzystaniu PF P1, P2, P3 i P7 w sytuacji wyłączenia gałęzi L27 S1 (przypadek lp. 5 z tabeli 10.5) 100

11. WPŁYWANIE NA STOPIEŃ WYKORZYSTANIA ELEMENTÓW INFRASTRUKTURY ELEKTROENERGETYCZNEJ 11.1. Wstęp W niniejszym rozdziale przedstawiona zostanie metoda wykorzystania nastawień PF do przeciwdziałania nadmiernemu wykorzystaniu elementów infrastruktury elektroenergetycznej (głównie gałęzi) jednego z systemów przez inny system z nim połączony. Przedstawiony problem występuje w rzeczywistych SEE i dotyczy m.in. zjawiska nieplanowych przepływów mocy lub tranzytu energii elektrycznej pomiędzy dwoma SEE, za pośrednictwem infrastruktury elektroenergetycznej systemu trzeciego. Na potrzebę rozwiązania przedstawionego problemu autor opracował metodę obliczeniową oraz przygotował oprogramowanie TCPST_main + TCPST_MWkm (kod źródłowy zamieszczono w Załączniku B). Oprogramowanie określa optymalne wartości nastawień PF umożliwiając minimalizowanie drogi przepływu mocy przez dany system przy jednoczesnej maksymalizacji gałęzi w danym systemie (systemach). Do obliczeń wykorzystana została metoda MW-km (nazywana również MW-mile), która uwzględnienia przyrosty mocy spowodowane przepływami we wszystkich gałęziach systemu oraz długości gałęzi. Opis metody przeprowadzony zostanie na przykładzie S1 i S4 tzn. dobrane zostaną nastawienia PF, które umożliwią minimalizowanie drogi przepływu mocy do odbiorców zlokalizowanych w S1 przez gałęzie S4. Modele w naturalny sposób dążą w kierunku minimalizowania wykorzystania elementów infrastruktury S4, ale nie za wszelką cenę (jednoczesna maksymalizacja ). Zaproponowana metoda jest uniwersalna i skalowalna, co umożliwia jej zastosowanie do dowolnej konfiguracji systemu. Przyrost mocy gałęziowych w systemach połączonych można opisać następująco [16] [150] [159] [167]: (11.1) 101

Poszczególne składniki zależności można zdefiniować następująco: (11.2) \ \ (11.3) gdzie macierz transakcji, w której przyjęto proporcjonalny podział mocy zapotrzebowania na poszczególne elektrownie kolejnych podsystemów. Macierz opisana jest następująco: 1 (11.4) (11.5) (11.6) 1 (11.7) gdzie: suma mocy generowanych; - straty mocy systemu (dla poszczególnych podsystemów, które są prawie zbilansowane). Wektor mocy bazowych (11.2), który można zapisać w postaci: (11.8) zawiera moce gałęzi wszystkich systemów należy z niego wybrać wartości mocy gałęzi S4. Następnie należy skupić się na składniku wzoru (11.3), który jest odpowiedzialny za zmiany mocy gałęziowych wywołane zmianami nastawień PF. Wybrany fragment wzoru (11.3) w postaci opisuje zależności mocy gałęzi od odbiorów. Należy z niego wydzielić wartości związane z odbiorami należącymi do S1. Następnie z wektora występującego w zależności (11.3) należy wydzielić moce odbierane w węzłach S1. Zastosowane podejście można nazwać podejściem udział/wpływ, gdyż zależności natury przyrostowej (z macierzy wrażliwości) rozciągane są na pełne przedziały mocy odwzorowując w przybliżeniu ich udziały. Powoduje to, że zamiast możemy 102

w przybliżeniu użyć - (w stanie bazowym) a praktycznie użyć (gdyż po drugiej stronie równania przeprowadzamy tą samą operację tzn. mnożenie przez -1). Rys. 11.1. Macierz wrażliwości oraz wektor mocy odbieranych (11.9) W wyniku wymnożenia macierzy (11.9) powstał wektor zależności mocy gałęziowych S1, S2, S3, S4 od odbiorów S1. Po wprowadzeniu wektora wrażliwości do równania (11.3) otrzymano zmianę mocy gałęziowych wywoływanych udziałami odbiorów S1: \ \ (11.10) Ideą przykładu jest uzależnienie zmiany mocy gałęziowych od nastawień PF a można to uzyskać przez przekształcenie równania (11.10) do postaci w której wektor zostaje uwzględniony po prawej stronie równania: \ \ (11.11) Równanie (11.11) opisuje zależność mocy gałęziowych od odbiorów w odniesieniu do udziałów odbiorów S1. Jeżeli wyodrębnimy udziały poszczególnych systemów równanie (11.11) przybiera postać: \ \ \ \ \ \ \ \ (11.12) Uzyskanie udziałów każdego z odbiorów wymaga zsumowania mocy dla każdej z gałęzi. 103

Wykorzystując symbol Ω do określenia udziałów odbioru S1 w systemie S4 a następnie podstawiając całość do wzoru (11.1) uzyskujemy równanie (11.13): \ (11.13) Zgodnie z przyjętą metodą MW-km, w celu optymalizowania drogi przepływu mocy przez S4, należy uwzględnić długości gałęzi współczynnik l: \ \ \ (11.14) Po przekształceniu otrzymujemy następujące równanie: \ \ \ (11.15) Uzyskana postać równania 11.15 uzależnia zmiany mocy gałęziowych od nastawień PF. Jako algorytm optymalizacji wykorzystano metodę simplex. Model matematyczny utworzony w rozdziale 10 do maksymalizacji, rozbudowano o dodatkowe warunki. Funkcja 10.4 została rozbudowana o dodatkowy wskaźnik Ω opisujący drogę przepływu mocy przez gałęzie systemu, który w celu minimalizowania przyjął wartość -1: max 0 0 11 Ω (11.16) Opisane w rozdziale 10 składniki tworzące macierz warunek A (10.5), warunek B (10.6), warunek C (10.7) zostały rozbudowane o dodatkową kolumnę związaną ze wskaźnikiem Ω. Występujący w macierzy wskaźnik odpowiadający Ω przyjął wartość 0. Składniki tworzące macierz przyjęły postać: Warunek A wytypowanie gałęzi dla których prowadzona będzie maksymalizacja. ε Ω (11.17) Warunek B utrzymanie mocy gałęziowych w limitach przepustowości. Ω (11.18) 104

Warunek C określenie maksymalnych zakresów zmian θ oraz dodatkowych ograniczeń technicznych θ. 1 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 Ω (11.19) Najistotniejsze zmiany wprowadzone zostały do warunku D (10.8), który został rozbudowany o wskaźniki określające udziały odbiorów S1 ( - ) i S4 ( - ) opisujące stopień wykorzystania gałęzi S4. 0 0 0 0 1 1 Ω 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 Ω (11.20) Zaproponowana metoda umożliwia minimalizowanie drogi przepływu mocy przy jednoczesnej maksymalizacji określonego systemu. 11.2. Analiza przykładów Na podstawie przygotowanego modelu przeprowadzone zostały symulacje. Wyniki zamieszczono w tabeli 11.1 oraz na rys. 11.2-11.4. Do obliczeń przyjęto założenie, że regulacja nastawień może odbywać się PF należącymi do S1 i/lub S4. 105

Tabela 11.1. Nastawienia PF zainstalowanych w S1 i/lub S4 dobrane w celu minimalizowania drogi przepływu mocy oraz maksymalizacji zapasu przepustowości gałęzi Opis przypadku Przypadek 1. PF S1 maksymalizują gałęzi systemu S1 oraz minimalizują drogę przepływu mocy przez S4 dla odbiorów S1 Przypadek 2. PF S4 maksymalizują gałęzi systemu własnego (S4) i systemu S1 oraz minimalizują drogę przepływu mocy przez S4 dla odbiorów S1 Przypadek 3. PF S4 maksymalizują gałęzi systemu własnego (S4) oraz minimalizują drogę przepływu mocy przez S4 dla odbiorów S1 Przypadek 4. Koalicja systemu S1 i S4. PF należące do S1 i S4 maksymalizują gałęzi systemu S1 i S4 oraz minimalizują drogę przepływu mocy przez S4 dla odbiorów S1 Nastawienia PF [deg] P1 S1 P2 S1 P3 S4 P7 S4 Maksymalizacja newralgicznych gałęzi Nazwa gałęzi Wartość [MW] 0 20 0 0 L33 S1 27,0 0 0 16 20 L50 S4 5,0 0 0 16 20 L50 S4 5,0 14 20 20 20 L50 S4 15,4 Rys. 11.2. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118, powstałych w wyniku maksymalizacji gałęzi systemu S1 oraz minimalizowania drogi przepływu mocy przez S4 dla odbiorów S1 (przypadek 1 z tabeli 11.1) 106

Rys. 11.3. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118 dla scenariusza, w którym PF S4 maksymalizują gałęzi systemu własnego (S4) i systemu S1 oraz minimalizowania drogi przepływu mocy przez S4 dla odbiorów S1 (przypadek 2 i 3 z tabeli 11.1) Rys. 11.4. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych IEEE118 dla scenariusza koalicji systemu S1 i S4, w której PF należące do S1 i S4 maksymalizują gałęzi systemu S1 i S4 oraz minimalizowania drogi przepływu mocy przez S4 dla odbiorów S1 (przypadek 4 z tabeli 11.1) 107

Na podstawie przeprowadzonych symulacji można sformułować następujące wnioski: 1. Dobierając nastawienia PF można minimalizować drogi przepływu mocy przez S4 dla odbiorów znajdujących się na obszarze S1, przy jednoczesnej maksymalizacji w gałęziach S1, S4 lub jednocześnie S1 i S4. 2. Minimalizowanie drogi przepływu mocy przez obszar S4 spowodowało wzrost mocy gałęziowych w pojedynczych gałęziach (tworzących najkrótszą drogę przesyłu mocy) zlokalizowanych głównie przy połączeniach międzysystemowych S1-S4 a także S2-S4. Prowadzi to do zmniejszenia tych gałęzi. 3. Przypadek, w którym PF koalicji S1 oraz S4 są wysterowane w celu minimalizowania drogi przepływu mocy przez S4 umożliwia największą możliwość zmiany rozpływów mocy. Można w ten sposób zwiększyć gałęzi najbardziej obciążanych poprzez większe dociążenie gałęzi posiadających największy. Rozwiązanie takie wymaga ścisłej współpracy kilku OSP, nie będąc jednakowo korzystnym dla każdego z nich. 4. Minimalizowanie drogi przepływu mocy przy użyciu PF z S1 i S4 prowadzące do skierowania mocy na określone gałęzie S1 i S4 może prowadzić do znaczącego wzrostu mocy pojedynczych gałęzi w systemach sąsiednich (przypadek 4 istotny wzrost mocy w L110 S2). Osiągnięte w ten sposób korzyści z koalicji S1 i S4 odbywają się częściowo poprzez zaburzenie pracy sąsiednich SEE. 108

12. KOSZTY ZWIĄZANE Z WYKORZYSTANIEM ELEMENTÓW INFRASTRUKTURY ELEKTROENERGETYCZNEJ 12.1. Wstęp Na opłatę za energię elektryczną składa się kilka składników, z których najistotniejsze to koszty czystej energii, koszty związane z przesyłem, koszty wykorzystania elementów infrastruktury elektroenergetycznej [16] [150] [154] [159] [167]. W niniejszym rozdziale autor skupi się na kosztach infrastruktury elektroenergetycznej czyli tej części opłaty za energię elektryczną o której wspomina się rzadko, pomimo że często stanowi ona wartość zbliżoną do opłaty za czystą energię elektryczną. Ze względu na wysokość kosztów wykorzystania elementów infrastruktury elektroenergetycznej istotne jest, aby opłaty z tego tytułu bazowały na udziale lub wpływie poszczególnych użytkowników na stopień wykorzystania elementów systemu, szczególnie w normalnych stanach pracy. Jest to wpływ lub udział wynikający z zajmowania pewnej części przepustowości gałęzi, wykorzystania stacji elektroenergetycznych, czasem źródeł. Stanowi to część wynikającą z zajętości (np. przekrojów przesyłowych) przez moce płynące w stanach normalnych pracy systemu. Pozostała część tych udziałów np. przepustowości lub możliwości wytwórczych musi być kwitowana opłatami za wykorzystanie tej części w stanach wyłączeń (np. wg reguły N-1) oraz w usprawiedliwionych stanach zakłóceniowych. Takie zapasy przepustowości i stabilności są cenne, pozwalają systemowi zachować integralność, bezpieczeństwo, stabilność, utrzymanie odpowiednich wskaźników jakości i niezawodności. Wycenianie dodatkowych składników funkcjonowania systemu jest zazwyczaj trudniejsze do oszacowania. Metody wyznaczania strumieni przepływów pieniężnych ( umownych rat kapitałowych ) za wykorzystanie elementów SEE dotyczą w większości przypadków zbiorczego potraktowania gałęzi/węzłów [159] [164] [167]. W przypadku złożonej struktury własnościowej metody te nie sprawdzają się. Istnieją metody, którymi można wyznaczać koszty stałe w ujęciu na gałąź z uwzględnieniem pól liniowych w stacjach oraz na stację elektroenergetyczną stanowiącą część wspólną, z której korzystają wszystkie odbiory, rozbite na stopień obciążenia np. w ramach godziny. Koszty stałe wyznacza się najczęściej w trybie 109

ex-post, gdyż wtedy znamy wszystkich udziałowców zajmowanych przekrojów przesyłowych [159] [167]. Przyrost mocy gałęziowych można opisać następująco: (12.1) W celu uzależnienia przyrostu mocy gałęziowych od mocy odbieranych i nastawień PF równanie 12.1 można zapisać w postaci: (12.2) Obliczenie umownych rat kapitałowych dla wszystkich przypadków użycia wymaga uwzględnienia nakładów związanych z budową i wykorzystaniem danej gałęzi w całym okresie użytkowania i odniesienia ich do jednostki czasu. W rozprawie autor posługuje się jednostką godzinową. Koszty godzinowe każdej gałęzi można określić następująco: / (12.3) gdzie: nakłady związane z budową i wykorzystaniem gałęzi w jednostce czasu przy użytkowaniu gałęzi np. przez kilkadziesiąt lat; współczynnik służący do przeliczenia nakładów na jednostkę czasu np. na jedną godzinę (np. szacunkowo dla 40 lat 40 [lata] x 365 [dni] x 24 [godziny] jednak w bardziej szczegółowym ujęciu współczynnik ten jest korygowany rachunkiem dyskonta) Sposób obliczenia umownej raty kapitałowej za wykorzystanie infrastruktury sieciowej przedstawiono dwiema metodami, które różnią się sposobem oceny wykorzystania przekroju przesyłowego. W pierwszej metodzie (tzw. ) zakłada się stały koszt wykorzystania infrastruktury sieciowej niezależnie od stopnia jej użycia. Koszty godzinowe umownej raty kapitałowej odnoszone są bezpośrednio do mocy gałęziowej. Jest to najczęściej stosowane rozwiązanie, które posiada jedną zasadniczą wadę przewiduje wysoką opłatę w przypadku małego stopnia wykorzystania przekroju przesyłowego przez dany odbiór lub parę: odbiór i źródło. Koszty godzinowe umownej raty kapitałowej wg pierwszej metody można opisać następującymi zależnościami: dla wariantu bez PF (oznaczonego jako: w1): \ \ (12.4) przy czym obejmuje tylko moce czynne (zwroty mocy gałęziowych są zunifikowane) dotyczy to również poniżej opisanych przypadków. 110

dla wariantu z uwzględnieniem PF (oznaczonego jako: w2): \ \ \ \ (12.5) W przypadku metody opisanej wzorem 12.5, przy występujących większych zmianach przekładni poprzecznych (np. powyżej 5) wymagane jest wyznaczenie wartości w kilku iteracjach. W innym przypadku mogłaby występować pewne rozbieżności wynikające z zastosowanych przybliżeń liniowych (przyjęcie kilku kolejnych małych kroków jest rozwiązaniem kompromisowym). Druga metoda (tzw. ) w odróżnieniu od pierwszej uwzględnia stopień wykorzystania przekroju przesyłowego gałęzi. Umożliwia to wyznaczenie kosztów godzinowych umownej raty kapitałowej niezależne od miejsca dokąd energia jest dostarczana, czy skąd jest pobierana a wysokość tego kosztu jest wprost proporcjonalna do mocy gałęziowej. Uwzględniając powyższe można wyodrębnić dwa składniki: pierwszy składnik, określający część podstawową (ang. core) przekroju przesyłowego gałęzi (zajętej przez moce gałęziowe ). Składnik ten jest częścią zależną od aktualnego stopnia wykorzystania gałęzi; drugi składnik, określający część rezerwową (ang. reserve) przekroju przesyłowego gałęzi (zapas przepustowości). Składnik ten obliczany jest przy wykorzystaniu metody znaczka pocztowego (ang. Postage Stamp Method). Po uwzględnieniu obu składników koszt godzinowy umownej raty kapitałowej można określić następująco: przy czym poszczególne składniki określone są jako: dla wariantu bez PF (oznaczonego jako: w3): (12.6) (12.7) \ \ (12.8) \ \ \ \ 1_ \ \ \ \ 1 1_ \ (12.9) \ \ \ 1 1_ 1 111

dla wariantu z uwzględnieniem PF (oznaczonego jako: w4): (12.10) \ \ \ \ (12.11) \ \ \ \ 1_ \ \ \ \ 1 1_ \ (12.12) \ \ \ 1 1_ 1 Użycie podejścia metody znaczka pocztowego do wyznaczania opłat za rezerwową część przekrojów przesyłowych cechuje się kompromisowością (unika się rozpatrywania zbiorów zakłóceń kryterialnych, które w indywidualnym stopniu wiązałyby się z angażowanymi gałęziami i rezerwami ich przepustowości). 12.2. Analiza przykładów Przygotowane oprogramowanie TCPST_main + TCPST_cost (kod źródłowy zamieszczony został w Załączniku B) umożliwia obliczenie kosztów umownych rat kapitałowych obiema metodami. Przykładowe wyniki obliczeń (fragmenty wydruku z ww. programu) dla wybranych gałęzi zamieszczono w tabelach 12.1 3. Do obliczeń przyjęto, iż zaburzenia mają charakter krótkotrwały i nie przerywają strumienia umownych rat kapitałowych. Na podstawie wyników stwierdza się: 1. Obie zaproponowane metody umożliwiają obliczenie kosztów godzinowych umownej raty kapitałowej wykorzystania elementów infrastruktury elektroenergetycznej. 2. W przypadku metody niezależnie od stopnia wykorzystania przekroju przesyłowego gałęzi obliczany jest koszt rozciągający się" na cały przekrój przesyłowy. Sytuacja ta może być szczególnie niekorzystna w przypadku małych i dużych współczynników wykorzystania przekrojów przesyłowych gałęzi. 3. W przypadku metody, dzięki wyodrębnieniu części podstawowej i rezerwowej można obliczyć opłaty za faktyczne wykorzystanie elementów infrastruktury elektroenergetycznej. 4. Największe różnice pomiędzy obiema metodami występują przy niewielkich mocach. W przypadku wartości mocy zbliżonych do dopuszczalnych mocy gałęziowych różnice w kosztach godzinowych umownych rat kapitałowych zmniejszają się. 112

Tabela 12.1. Wyniki obliczenia kosztów godzinowych umownych rat kapitałowych dla wybranych gałęzi. Nastawienia PF dobrane w celu maksymalizowania we wszystkich gałęziach S1, S2, S3, S4. Pracują wszystkie PF 113

Tabela 12.2. Wyniki obliczenia kosztów godzinowych umownych rat kapitałowych dla stanu pracy systemów N-1. Nastawienia PF są dobrane w celu maksymalizowania zapas przepustowości gałęzi we wszystkich systemach. Wyłączona została gałąź międzysystemowa L44 S1, w której zlokalizowany jest PF P2. Pracują wszystkie pozostałe PF w S1, S2, S3, S4 114

Tabela 12.3. Wyniki obliczenia kosztów godzinowych umownych rat kapitałowych. Przy wykorzystaniu PF z S1 i S4 minimalizowana jest droga przepływu mocy przez S4 na potrzebę odbiorów zlokalizowanych w S1 115

13. WSPÓŁCZYNNIKI NALEŻNOŚCI Z TYTUŁU ZMIANY STOPNIA WYKORZYSTANIA PRZEKROJÓW PRZESYŁOWYCH 13.1. Wstęp W rozdziale 11 wykazane zostało, że istnieje możliwość wykorzystania nastawień PF do minimalizowania drogi przepływu mocy przez obszar danego systemu przy jednoczesnej maksymalizacji gałęzi określonego systemu. Wraz ze zmniejszeniem wykorzystania przekroju przesyłowego określonego systemu, grupa odbiorów uczestnicząca w tym zmniejszeniu powinna oczekiwać jednocześnie zmniejszenia należności finansowych z tego tytułu choć mogą one jedynie być inaczej adresowane (i płynąć np. w większym stopniu gałęziami własnego systemu). W celu określenia w jaki sposób ww. zmiany wpływają na system, opracowane zostały odpowiednie do tego celu współczynniki. Można zdefiniować współczynnik zapasu przepustowości ( ) każdej z gałęzi (i): (13.1) gdzie:. W przypadku 0 braku zmian mocy gałęziowych powodowanych np. zmianą nastawień PF. Wartość maksymalna (gałąź nieobciążona) 1, minimalna 0. Obliczając wartość średnią współczynników dla gałęzi danego systemu można uzyskać średni współczynnik zapasu przepustowości gałęzi systemu ( ): (13.2) gdzie liczba gałęzi. Współczynnik należności z tytułu zmian MW km ( ) dla systemu, można obliczyć następująco: 1_ \ \ \ (13.3) 116

13.2. Analiza przykładów Przedstawione we wstępie współczynniki dla przykładu opisanego w rozdziale 11.1 zostały obliczone w oprogramowaniu TCPST_main + TCPST_MWkm_fc (kod źródłowy zamieszczono w Załączniku B). Celem obliczeń jest przedstawienie w jaki sposób zmiana nastawień PF wpływa na zmiany gałęzi oraz współczynniki należności z tytułu MW-km dla S1 i S4 w dwóch stanach pracy: bazowym stan pracy S1, w którym PF należące do S1 oraz do S4 nie pracują; docelowym stan pracy S1, w którym PF należące do S1 i S4 (koalicja S1 i S4), pracują z takimi wartościami nastawień (P1 =14, P2 =20, P7 =20, P3 =20), które umożliwiają maksymalizację przy jednoczesnym minimalizowaniu drogi przepływu mocy przez S4 na potrzeby odbiorów zlokalizowanych w S1. Dla S1 w stanie bazowym wartości współczynników przedstawiają się następująco: średni współczynnik zapasu przepustowości gałęzi S1: _ 34,89 50 0,70 (13.4) gdzie, przy czym 0. współczynnik należności z tytułu MW-km: _ 1_ \ \ \ 1 223 573 842 (13.5) Dla S1 w stanie docelowym wartości współczynników przedstawiają się następująco: średni współczynnik zapasu przepustowości gałęzi S1: _ 33,59 50 0,67 (13.6) współczynnik należności z tytułu MW-km: _ 1_ \ \ \ 1 468 990 935 (13.7) Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych S1 w przypadku koalicji S1 i S4, przed i po zastosowaniu metody MW-km (przypadek 4 z tabeli 11.1), został zilustrowany na rys. 13.1. 117

Rys. 13.1. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych S1 w przypadku koalicji S1 i S4, przed i po zastosowaniu metody MW-km (przypadek 4 z tabeli 11.1) Dla porównania, w analogiczny sposób obliczono zmiany w S4. W stanie bazowym wartości współczynników dla S4 przedstawiają się następująco: średni współczynnik zapasu przepustowości gałęzi S4: _ 44,36 64 0,70 (13.8) gdzie, przy czym 0. współczynnik należności z tytułu MW-km: _ 1_ \ \ \ 1 507 448 590 (13.9) Dla S4 w stanie docelowym wartości współczynników przedstawiają się następująco: średni współczynnik zapasu przepustowości gałęzi S4: _ 46,04 0,72 (13.10) 64 współczynnik należności dla S4 z tytułu MW-km: _ 1_ \ \ \ 916 510 768 (13.11) Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych S4 w przypadku koalicji S1 i S4, przed i po zastosowaniu metody MW-km (przypadek 4 z tabeli 11.1), został zilustrowany na rys. 13.2. 118

Rys. 13.2. Wykres wybranych zmian mocy gałęziowych S4 w przypadku koalicji S1 i S4, przed i po zastosowaniu metody MW-km (przypadek 4 z tabeli 11.1) Podsumowując, na podstawienie przeanalizowanego przykładu minimalizowania drogi przepływu mocy wynika: w przypadku systemu (S1) na obszarze którego znajdują się odbiory nastąpiło zmniejszenie średniego współczynnika zapasu przepustowości gałęzi S1 o ok. 3% oraz wzrost współczynnika należności ( ) za wykorzystanie przekroju przesyłowego S1 o ok. 17%; w przypadku systemu (S4) przez obszar którego odbywa się przesył mocy nastąpiło zwiększenie średniego współczynnika zapasu przepustowości gałęzi S4 o ok. 2% oraz zmniejszenie współczynnika należności S4 ( ) za wykorzystanie przekroju przesyłowego S4 o ok. 39 %. W związku z faktem, że w niniejszym przykładzie wykonywana jest maksymalizacja gałęzi systemu S1 i S4 (koalicja) różnice występujące pomiędzy współczynnikami średniego zapasu przepustowości gałęzi każdego z systemów są małe. Zmiany są bardziej wyraźne w sytuacji maksymalizacji wyłącznie jednego systemu. Dodatkowo na zmianę wartości obliczanych współczynników wpływa stopień wykorzystania gałęzi międzysystemowych, które w zależności od wariantu mogą być uwzględniane lub też nie. Zaproponowana w niniejszym rozdziale funkcja kryterialna i zbudowane na niej wskaźniki umożliwia weryfikację korzyści dla danego SEE płynących z korekty nastawień PF wpływających na wskaźniki MW-km. 119

14. WSKAŹNIKI FUNKCJI KRYTERIALNEJ 14.1. Wstęp System elektroenergetyczny jest dynamicznie zmieniającym się złożonym układem, którego sterowanie wymaga szerokiej przestrzeni decyzyjnej [159] [164] [167]. W zależności od stawianych celów, przestrzeń decyzyjna każdego z operatorów sprowadza się do własnej funkcji kryterialnej, w której poszczególne wskaźniki mają różne wagi. Odnosząc się przede wszystkim do wykorzystania PF na konieczność stworzenia przez operatora przestrzeni decyzyjnej opartej na wielowątkowych uwarunkowaniach, wpływa [159] [167] [168]: 1. Świadomość, że oddziaływania PF są ponad granicami terytorialnymi i mogą obejmować sąsiednie SEE. 2. Świadomość, że operatorzy mogą działać w sposób zantagonizowany pomimo, że wszyscy deklarują działania oparte na wzajemnym zrozumieniu. 3. O ile istnieje rynek na czystą energię (z cenami węzłowymi lokalnymi) to jest to jedna ze składowych strumieni przepływów pieniężnych a zmiany nastawień PF mogą wpływać na poziom zagrożenia własnej pracy systemu tworząc ryzyka na które nie ma rynku. W związku z tym każdy operator może szacować jakie nakłady mogą wpływać na poziom zagrożenia pracy systemu (tworząc wspomniane ryzyka na które nie ma rynku). Mając to na uwadze, każdy OSP może szacować jakie nakłady finansowe mogą się pojawić jeżeli ryzyka zaowocują awarią/niedyspozycją systemu. Wszystko to sprowadza się do konieczności wprowadzenia kilku kategorii, w ramach których poszczególni operatorzy mogą szacować swoje odniesienie do nakładów stanowionych w trybie rynkowym. 4. Generalnie OSP mogą się zgodzić, że każdy z nich w ramach wspomnianych wyżej kategorii może szacować jakie przesunięcia wartości wskaźników poszczególnych kryteriów będą najkorzystniejsze dla jego systemu. Po dłuższym czasie zaowocuje to oszacowaniami finansowymi wagi poszczególnych wskaźników, ale będą to oszacowania chwilowe, w złożony sposób zależne od wszystkich zmiennych. Dlatego dysponując modelami matematycznymi i zestawem bieżących danych każdy operator będzie dysponował wskaźnikami, które mogą rzutować na przyjęte przez siebie uwarunkowania i opowiedzieć się za korektami nastawień PF, które dla jego systemu będą najkorzystniejsze. Jednocześnie każdy OSP będzie miał przed oczyma wskaźniki sąsiednich operatorów i będzie mógł oszacować czy kompromis, który chcą operatorzy 120

zawrzeć jest satysfakcjonujący dla wszystkich. W przestrzeni decyzyjnej będzie sporo przestrzeni w których wszystkie funkcje kryterialne (i wskaźniki) będą przebiegały dość płasko. Zatem pole kompromisu może się okazać szerokie, gdyż niejednorodność współpracujących systemów i chęć poprawy specyficznych wskaźników może być szeroka. W ten sposób OSP przyjmują rolę ekspertów z rosnącym doświadczeniem i będą unikać mało wyrafinowanego działania owocującego znoszeniem jakichkolwiek korzystnych efektów działania PF w gałęziach międzysystemowych. Większość analiz, wykonanych w rozprawie opiera się na eksponowaniu roli zmian mocy gałęziowych (w obszarze systemu własnego i systemów sąsiednich). Wprawdzie zmiany nastawień PF wpływają w pewien sposób na moce czynne i bierne generowane oraz pobierane a także rodzi to drobne zmiany lokalnych cen energii elektrycznej jednak inne efekty zmian nastawień wnoszą bardziej znaczącą rolę do analiz przeprowadzonych w rozprawie. Przedstawione jako problem tzw. przepływy nieplanowe są automatycznie niwelowane (pomniejszane) poprzez zwykłe minimalizowanie wskaźników MW-km. Podobnie zagrożenie znaczącym wzrostem strat mocy też będzie tonizowane poprzez dążenie do pomniejszenia wskaźnika WM-km (lub np. poprzez minimalizowanie adresowanych do każdej gałęzi wpłat za wykorzystanie majątku sieciowego). Uwzględniając powyższe w większości analiz przeprowadzonych w rozprawie przyjęto przybliżenie, że moce węzłowe będą się zmieniać najwyżej nieznacznie, co usuwa konieczność operowania w pewnym zakresie mocami węzłowymi i oscylującymi (wraz z nimi) kosztami czystej energii. 14.2. Analiza wskaźników Sformułowanie przestrzeni decyzyjnej prowadzi do przygotowania funkcji kryterialnej uwzględniającej kategorie wskaźników: 1. Kategoria 0 analizy planistyczne. Kategoria uwzględnia wszystkie czynniki obejmujące rozwój i planowanie rozwiązań technicznych związanych z możliwością poprawy pracy systemu. W przypadku PF, planowanie może dotyczyć w szczególności następujących aspektów (lista może ulegać zmianie w zależności od preferencji OSP): a) czy zastosowanie zespołów transformatorowych z regulacją przekładni poprzecznych jest uzasadnione, czy też nie; b) jaka lokalizacja urządzeń jest systemowo najlepsza tzn. w której gałęzi możliwości oddziaływania na system są największe; 121

c) jakie zakresy nastawień PF umożliwiają pracę w dopuszczalnych obszarach wykorzystania przekrojów przesyłowych a jakie zakresy powodują przekroczenie; d) w przypadku występowania innych PF w systemie własnym lub sąsiednim jakie lokalizacje i moce PF należy dobrać, aby nie występowały wzajemne negatywne oddziaływania urządzeń. 2. Kategoria 1 ograniczenia techniczne gałęzi. Można określić wskaźniki ograniczeń technicznych gałęzi poprzez ukształtowanie elastycznej funkcji przepustowości przedstawiającej dopuszczalny obszar pracy gałęzi i obszar ostrych ograniczeń technicznych. Koncepcję ukształtowania elastycznej funkcji przepustowości (niezależnie od kierunku przepływu mocy) przedstawiono na rys. 14.1. Na podstawie zaproponowanego schematu można zwizualizować sposób kształtowania przepustowości każdej z gałęzi dla różnych warunków pracy np. analizy wpływu pełnego zakresu regulacji nastawień PF na zmiany mocy gałęzi. Elastyczną funkcję przepustowości dla przykładowej gałęzi przedstawiono na rys. 14.2. Na podstawie elastycznych funkcji przepustowości dla określonych stanów pracy systemu można przypisać odpowiednie wskaźniki, uzyskując w ten sposób zbiór wskaźników ograniczeń technicznych (14.1). Rys. 14.1. Koncepcja ukształtowania elastycznej funkcji przepustowości gdzie: oraz dodatkowe zmienne (stosowane np. w metodzie punktu wewnętrznego); W maksymalna wartość mocy gałęzi; elastyczna funkcja przepustowości. 122

Rys. 14.2. Przykład szczegółowy elastycznej funkcji przepustowości gdzie: 95%W oznacza przyjęty przez danego OSP przedział wartości określający normalny stanu pracy gałęzi; 5%W oznacza przyjęty przez danego OSP przedział wartości określający stan ostrzegawczy; przekroczenie wartości W oznacza stan alarmowy. Φ Φ Φ Φ (14.1) gdzie: Φ wskaźnik ograniczeń technicznych; Φ przykład wskaźnika kategorii [1] opisującego ograniczenia techniczne systemu {2}; liczba systemów przyjętych do analizy. 3. Kategoria 2 minimalizowanie stopnia wykorzystania elementów infrastruktury elektroenergetycznej. Stosując urządzenia sterujące przepływami mocy oraz odpowiednie algorytmy sterowania można minimalizować drogi przepływu mocy ograniczając tym samym wykorzystanie części elementów infrastruktury elektroenergetycznej. Możliwości takie stwarza m.in. metoda MW-km, w której poprzez sumy MW-km przypadających na odbiory poszczególnych systemów można określić udziały mocy odbieranych przypadających na poszczególne gałęzie. Utworzony na tej podstawie wskaźnik Φ, można zapisać w dwóch postaciach: 123

a) uwzględnienie wzajemnego oddziaływania systemów pod wpływem zmian nastawień PF, co opisuje (14.2): Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ (14.2) gdzie: Φ wskaźnik minimalizacji stopnia wykorzystania elementów infrastruktury elektroenergetycznej; Φ przykład wskaźnika kategorii [2] dla systemu {1}; Φ przykład wskaźnika kategorii [2] opisującego oddziaływanie nastawień PF systemu {2} na system {1}; liczba systemów przyjętych do analizy; nastawienia PF zainstalowanych w systemie. b) uwzględnienie oddziaływania systemów na moce gałęziowe pod wpływem zmian nastawień PF, co opisuje (14.3): Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ (14.3) gdzie: Φ przykład wskaźnika kategorii [2] dla gałęzi 1; Φ przykład wskaźnika kategorii [2] opisującego oddziaływanie nastawień PF systemu {1} na gałąź m; m liczba gałęzi systemów przyjętych do analizy. 4. Kategoria 3 maksymalizacja zapasu przepustowości mocy gałęziowych. Stosując urządzenia sterujące przepływami mocy oraz odpowiednie algorytmy regulacji można maksymalizować zapas przepustowości gałęzi systemu własnego, sąsiedniego lub własnego wraz z sąsiednimi. Maksymalizacja może być prowadzona przy uwzględnieniu różnych kryteriów, zarówno dla całego systemu, jak również wybranych gałęzi (np. tych najbardziej obciążonych) z rozróżnieniem normalnego stanu pracy systemu Φ, oraz stanu N-1 Φ,. W efekcie uzyskujemy wartość ( ) określającą zapas przepustowości dla systemu, koalicji lub innej kombinacji (14.4). Wskaźnik maksymalizacji zapasu przepustowości mocy gałęziowych Φ dla jednego systemu określa (14.5), wskaźnik dla pojedynczych systemów i ich koalicji określa (14.6) 124

,,, (14.4) Φ =Φ Φ Φ (14.5) Φ =Φ (14.6) gdzie: Φ wskaźnik maksymalizacji zapasu przepustowości mocy gałęziowych; p zbiór pojedynczych systemów, ich koalicji lub kombinacji; r zbiór PF sterowanych przez pojedyncze systemy, ich koalicje lub kombinacje. 5. Kategoria 4 stopień oddziaływania na gałęzie systemów. Stosując urządzenia regulujące przepływy mocy oraz odpowiednie algorytmy określające ich pracę można prowadzić sterowanie pracą systemu w taki sposób, aby nie powodować przeciążeń gałęzi zlokalizowanych na obszarze innego systemu. Wskaźnik kategorii można zapisać w postaci: Φ Φ Φ Φ (14.7) Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ (14.8) gdzie: Φ wskaźnik stopnia oddziaływania na gałęzie systemów; Φ przykład wskaźnika kategorii [4] dla gałęzi 1; wartość maksymalna mocy gałęzi m; moc gałęzi m w stanie bazowym; zmiana mocy gałęzi m pod wpływem zmian nastawień PF; Φ przykład współczynnika (bazującego na współczynnikach wrażliwości) kategorii [4] opisującego oddziaływanie PF systemu {1} na gałąź m; m liczba gałęzi systemów przyjętych do analizy; liczba systemów przyjętych do analizy; nastawienia PF zainstalowanych w systemie. 125

6. Kategoria 5 koszty związane z wykorzystaniem elementów infrastruktury elektroenergetycznej. Stosując urządzenia sterujące przepływami mocy oraz odpowiednie algorytmy sterowania można wyznaczyć trasę przesyłu energii elektrycznej przy uwzględnieniu kosztów związanych z wykorzystaniem elementów infrastruktury elektroenergetycznej (np. koszty godzinowe umownej raty kapitałowej ). Wskaźniki określają koszty godzinowe wpłat z tytułu stopnia wykorzystania infrastruktury elektroenergetycznej każdego systemu lub każdej z gałęzi (po kolei). a) uwzględnienie wzajemnego oddziaływania systemów pod wpływem zmian nastawień PF, co opisuje (14.9): Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ (14.9) gdzie: Φ wskaźnik minimalizacji stopnia wykorzystania elementów infrastruktury elektroenergetycznej; Φ przykład wskaźnika kategorii [5] dla systemu {1}; przykład wskaźnika kategorii [5] opisującego oddziaływanie nastawień PF Φ systemu {2} na system {1}; liczba systemów przyjętych do analizy; nastawienia PF zainstalowanych w systemie. b) uwzględnienie oddziaływania systemów na moce gałęziowe pod wpływem zmian nastawień PF, co opisuje (14.10): Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ Φ (14.10) gdzie: Φ wskaźnik oddziaływania na gałąź 1; Φ przykład wskaźnika kategorii [5] opisującego oddziaływanie nastawień PF systemu {1} na gałąź m; m liczba gałęzi systemów przyjętych do analizy. Wymienione kategorie nie wyczerpują wszystkich możliwości, ponieważ operatorzy mogą tworzyć różne wskaźniki wynikające z własnych potrzeb. Opisane wskaźniki kategorii bazują na współczynnikach wrażliwości. 126

Bazując na podstawie wymienionych kategorii otrzymujemy macierz wskaźników (może to być w przypadku niektórych kategorii ujęte nawet w ramy zależności funkcyjnej, ale w większości przypadków musi to się ograniczać do ram jedynie wskaźników), która może być sprowadzona do np. następującej postaci ogólnej: Φ Φ Φ Φ (14.11) gdzie: k określone kategorie. Uwzględniając opisane kategorie, wskaźniki oraz macierz wskaźników otrzymujemy postać złożonej funkcji kryterialnej: Φ Φ Φ Φ (14.12) gdzie: współczynnik związany z uwzględnieniem danej kategorii (lub jej wykluczeniem); współczynnik związany z przyjęciem wagi danej kategorii; k określone kategorie; Φ wskaźnik związany z daną kategorią; systemy przyjęty do analizy; Funkcja kryterialna Φ może skupiać wszystkie kategorie wskaźników wynikające z uwarunkowań poszczególnych OSP. Dobierając odpowiednie współczynniki (wartość 0 lub 1 ) można powołać te składowe funkcji kryterialnej na których zależy OSP, zaś stosując wskaźniki wagi podkreślić znaczenie określonych kategorii (niektóre składowe funkcji kryterialnej mogą towarzyszyć innym w naturalny sposób). W prostych przypadkach funkcje kryterialne (lub ich elementy składowe) można wiązać w struktury nawiązujące do postaci, w jakich przedstawiono powyższe wskaźniki. W przypadkach bardziej złożonych można operować jedynie wskaźnikami wiedząc, że powstały w drodze złożonych obliczeń. Po pewnym czasie zbiór wskaźników może przyjąć postać złożonej bazy danych, która może być przeglądana technikami eksploracji danych (ang. data mining) a wiedza ekspertów może być wzbogacana także taką drogą. 14.3. Przykładowe scenariusze wykorzystania funkcji kryterialnych Na podstawie przedstawionych w rozprawie metod obliczeniowych opracowane zostały wskaźniki funkcji kryterialnych. Następnie zostały one użyte do opracowania scenariuszy wykorzystania PF jako narzędzia wsparcia OSP przy realizacji określonych funkcji kryterialnych oraz prowadzenia procesów decyzyjnych. 127

W niniejszym rozdziale omówiony zostanie przykład wykorzystania funkcji kryterialnych przez operatorów współpracujących SEE. Opisane trzy scenariusze dotyczą spojrzenia z punktu widzenia operatora S1. Sterowanie odbywa się wg metodyki elastycznego kształtowania możliwych strategii regulacji PF, w taki sposób aby operatorzy współpracujących systemów (świadomi złożonej sieci uzależnień sterowania w tym zakresie) mogli podejść do doboru odpowiadających im składników funkcji kryterialnych oraz do takiego prowadzenia procesów decyzyjnych, aby kompromis zadowalał każdą ze stron. Na potrzebę omawianego przykładu założono, że wszyscy OSP posługują się jednakowymi wskaźnikami funkcji kryterialnej, określonymi jako: Φ ograniczenia techniczne gałęzi, Φ minimalizowanie stopnia wykorzystania elementów infrastruktury elektroenergetycznej, Φ maksymalizacja zapasu przepustowości mocy gałęziowych, Φ stopień oddziaływania na gałęzie systemów, Φ koszty związane z wykorzystaniem elementów infrastruktury elektroenergetycznej. Przy uwzględnieniu wymienionych wskaźników funkcja kryterialna (14.12) może przybrać postać: Φ Φ Φ Φ Φ Φ (14.13) 1. Scenariusz 1 (wyjściowy) każdy z operatorów prowadzi sterowanie wg własnych funkcji kryterialnych ale w sposób ograniczający oddziaływanie na systemy sąsiednie. Opisana sytuacja przedstawiona została na rys. 14.3 jako scenariusz 1. a) sterowanie S1 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.14) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P1 =15; P2 =18; Φ 1 0,5 Φ 0 Φ 1 0,4 Φ 0 Φ 1 0,1 Φ (14.14) b) sterowanie S2 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.15) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P4 =0; P5 =17; Φ 1 0,4 Φ Φ 1 0,2 Φ 1 0,3 Φ 0 Φ 1 0,1 (14.15) c) sterowanie S3 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.16) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P6 =8; P8 =15; Φ 1 0,5 Φ Φ 1 0,1 Φ 1 0,3 Φ 0 Φ 1 0,1 (14.16) 128

d) sterowanie S4 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.17) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P3 = -4; P7 = -20. Φ 1 0,4 Φ 0 Φ 1 0,4 Φ 0 Φ 1 0,2 Φ (14.17) 2. Scenariusz 2 (kolejny) każdy z operatorów prowadzi sterowanie wg własnych funkcji kryterialnych do czasu, gdy w S1 istnieje zagrożenie awaryjnego wyłączenia gałęzi L44 PF2 S2 i gałąź ta zostaje wyłączona. W efekcie operatorzy S1, S2, S3, S4 prowadzą maksymalizację gałęzie S1 ale w taki sposób, aby gałęzie wszystkich systemów również nie ulegały przeciążeniu. Opisana sytuacja przedstawiona została na rys. 14.3 jako scenariusz 6. a) sterowanie S1 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.18) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P1 = 20; P2 wyłączony; Φ 1 0,4 Φ 0 Φ 1 0,6 Φ 0 Φ 0 Φ (14.18) b) sterowanie S2 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.19) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P4 = 20; P5 = 12; Φ 1 0,3 Φ Φ 1 0,1 Φ 1 0,2 Φ 1 0,3 Φ 1 0,1 (14.19) c) sterowanie S3 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.20) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P6 = 20; P8 = -7; Φ 1 0,3 Φ Φ 1 0,1 Φ 1 0,3 Φ 0 0,3 Φ 0 (14.20) d) sterowanie S4 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.21) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P3 = -18; P7 = -20. Φ 1 0,2 Φ Φ 0 Φ 1 0,4 Φ 0 0,3 Φ 1 0,1 (14.21) 3. Scenariusz 3 (kolejny) po usunięciu przyczyny awaryjnego wyłączenia gałęzi L44 S1, operatorzy systemów współpracujących wracają do sterowania pracą PF wg własnych funkcji kryterialnych. Operator S1 w ramach rekompensaty, maksymalizuje gałęzi własnych i S4 oraz minimalizuje stopień wykorzystania elementów infrastruktury S4 przez 129

moce płynące na potrzeby odbiorów S1. Opisana sytuacja przedstawiona została na rys. 14.3 jako scenariusz 7. a) sterowanie S1 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.22) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P1 = 14; P2 = 20; Φ 1 0,3 Φ Φ 1 0,3 Φ 1 0,2 Φ 1 0,2 Φ 0 (14.22) b) sterowanie S2 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.23) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P4 = 0; P5 = 0; Φ 1 0,3 Φ 0 Φ 1 0,5 Φ 0 Φ 1 0,2 Φ (14.23) c) sterowanie S3 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.24) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P6 = 0; P8 = 0; Φ 1 0,5 Φ 0 Φ 1 0,4 Φ 0 Φ 0 0,1 Φ (14.24) d) sterowanie S4 prowadzone jest w oparciu o funkcję kryterialną (14.25) na potrzebę której PF posiadają nastawienia: P3 = -20; P7 = -20. Φ 1 0,2 Φ Φ 0 Φ 1 0,4 Φ 0 0,3 Φ 1 0,1 (14.25) Na podstawie przedstawionego przykładu wynika, że operatorzy systemów dysponując szerokim zapleczem zestawu danych (nastawienia PF) pozwalających na realizację celów, mogą dobierać takie wskaźniki funkcji kryterialnych, które z elastycznie dobieranymi wagami pozwalają na takie prowadzenia procesów decyzyjnych w gronie operatorów, aby przybliżało ono kompromisowe rozwiązanie dla każdej ze stron. Uzyskanie zakładanych celów wymaga daleko idącej otwartości wszystkich współpracujących operatorów oraz ogólnodostępnej informacji na każdym etapie postępowania. Na rys. 14.3-6 zamieszczone zostały scenariusze wykorzystania nastawień PF przez poszczególne systemy, stanowiąc przykłady gotowych rozwiązań decyzyjnych dla poszczególnych operatorów. Na przedstawionych rysunkach zamieszczono jedynie niewielki procent wszystkich kombinacji przypadków, dlatego szczególnie istotne jest, aby podczas określania nastawień PF właściwych dla sytuacji wykorzystywać oprogramowanie, które umożliwia szybką analizę przyjętych składników decyzyjnych i wygenerowanie rozwiązania (nastawienia PF) optymalnego dla danego stanu pracy systemu. 130

Rys. 14.3. Przykładowe scenariusze wykorzystania nastawień PF P1 i P2 dla różnych postaci funkcji kryterialnych S1 131

Rys. 14.4. Przykładowe scenariusze wykorzystania nastawień PF P4 i P5 dla różnych postaci funkcji kryterialnych S2 132

Rys. 14.5. Przykładowe scenariusze wykorzystania nastawień PF P6 i P8 dla różnych postaci funkcji kryterialnych S3 133

Rys. 14.6. Przykładowe scenariusze wykorzystania nastawień PF P3 i P7 dla różnych postaci funkcji kryterialnych S4 134