Innowacyjna metoda FBVR do zarządzania zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną

Innowacyjna metoda FBVR do zarządzania zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną Bartosz Pawlicki RWE Stoen Operator, Pion Zarządzania Majątkiem Sieciowym Streszczenie: W publikacji przedstawiono w skrócie najważniejsze wyniki badań opisane szczegółowo przez autora na łamach rozprawy doktorskiej pt. Regulacja poziomu napięcia w zadaniu kształtowania zapotrzebowania na moc i energię elektryczną odbiorców końcowych w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych obronionej na Politechnice Warszawskiej pod koniec 2015 roku. Autor przedstawił metody kształtowania obciążeń na bazie regulacji napięcia oraz sposoby regulacji obciążeń, przy wykorzystaniu metod opartych o pomiar częstotliwości sieciowej. Przedstawiona została także nowa metoda kształtowania obciążeń, wykorzystująca regulację napięcia, w oparciu o częstotliwość sieciową (FBVR). W pracy wskazano korzyści techniczne i ekonomiczne kształtowania zapotrzebowania na moc i energię elektryczną odbiorców końcowych. Przedstawiono również możliwości aplikacyjne proponowanego rozwiązania. słowa kluczowe: FBVR, inteligentne sieci, regulacja napięcia, częstotliwość, Demand Response, RWE Stoen Operator Wstęp Pojęcia takie jak Inteligentne Sieci Elektroenergetyczne (ang. Smart Power Grids), czy też Inteligentne Sieci Elektryczne (ang. Smart Grids), coraz częściej pojawiają się w treściach różnego rodzaju publikacji. Są niejednokrotnie przedmiotem zainteresowań nie tylko społeczności akademickich i producentów urządzeń dla elektroenergetyki, ale również stają się przedmiotem dyskusji polityków i decydentów. Tempo, w jakim obserwuje się postęp w dziedzinie inteligentnej elektroenergetyki, pozwala stwierdzić, że to, co obecnie jest traktowane jako wdrożenia pilotażowe, jutro może być powszechnie stosowane. Szereg możliwości, jakie niesie za sobą proces przechodzenia od sieci tradycyjnych do modelu Inteligentnych Sieci Elektroenergetycznych (ISE), wymaga równie wielu rozwiązań technicznych umożliwiających praktyczną realizację owoców prac badawczo-rozwojowych na całym świecie. Jedną z opcji, jaka może być realizowana w przyszłych strukturach sieci dystrybucyjnych, jest regulacja obciążeń odbiorców końcowych, która znajduje się w centrum zainteresowań naukowych autora niniejszej publikacji. Kształtowanie obciążeń jest zagadnieniem niezwykle istotnym i dającym nadzieję na znaczącą poprawę efektywności wykorzystania energii elektrycznej. Jest to możliwe dzięki przejściu od tradycyjnego modelu bilansowania systemu elektroenergetycznego po stronie wytwarzania do systemu bilansującego się również po stronie odbioru. Rozwiązania pozwalające wpływać na zmianę charakteru odbioru, przenoszenie jego zapotrzebowania w inne godziny doby, są narzędziami pożądanymi nie tylko z punktu widzenia połączonych systemów elektroenergetycznych, ale są również czynnikiem, który determinuje możliwość rozwoju koncepcji mikrosieci. Na łamach publikacji autor pragnie pokazać korzyści płynące ze stosowania kształtowania

obciążeń, w szczególności wynikające z możliwości metod opartych o zmianę poziomu napięcia w sieci zasilającej. Regulacja napięcia w zadaniu kształtowania zapotrzebowania W klasycznie zbudowanych elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych bieżąca regulacja napięcia odbywa się w dwóch miejscach na stacjach 110kV/SN oraz w stacjach SN/nN. W transformatorach mocy 110kV/SN zmiana napięcia po stronie wtórnej odbywa się poprzez podobciążeniową regulację, z wykorzystaniem automatyk ARN (Automatyczna Regulacja Napięcia), które utrzymują zadane poziomy napięcia sieci SN. Regulacja może odbywać się w oparciu o napięcie na szynach SN, lub również z uwzględnieniem obciążenia transformatora (układ kompensacji prądowej). Praca może odbywać się przy stałej wartości napięcia zadanego lub przy zmienianej skokowo wartości według ustalonego harmonogramu doby [13]. Dzięki zainstalowanym podobciążeniowym przełącznikom zaczepów regulacja ta odbywa się bez uprzedniego wyłączania transformatora i dokonywana może być wielokrotnie w ciągu doby. Zmiana możliwa jest zazwyczaj w zakresie ±10% w 8 stopniach lub ±16% w 12 stopniach. Drugim miejscem w sieciach dystrybucyjnych, gdzie realizowana jest regulacja napięcia są stacje transformatorowe SN/nN, w którym służby eksploatacyjne spółek dystrybucyjnych przestawiają bezobciążeniowo przełączniki zaczepów w transformatorach SN/nN. Zmiana zaczepów odbywa się 2-3 razy w roku i jest związana ze zmianą obciążenia sieci w okresach letnich i zimowych. Wymaga to zazwyczaj pozbawienia odbiorców na krótki czas zasilania [5,13,14]. Istnieją również inne sposoby regulacji napięcia lub poprawy poziomów napięć w głębi sieci. Należy je zaliczyć do działań wymagających dodatkowych inwestycji. Wśród nich wymienić należy: instalację baterii kondensatorów do kompensacji mocy biernej, instalację kondensatorów szeregowych do kompensacji reaktancji linii, instalację transformatorów dodawczych, wyprowadzanie nowych obwodów ze stacji 110kV/SN, które będą odciążały wcześniejszą sieć, skracanie obwodów sieci nn przez dobudowę nowych stacji SN/nN do istniejącej sieci [5,14]. W inteligentnych sieciach elektroenergetycznych istnieją dodatkowo inne możliwości praktycznej regulacji napięcia, z których autor postanowił wymienić najistotniejsze. W pierwszej kolejności należy wskazać transformatory SN/nN z możliwością podobciążeniowej zmiany wartości napięcia po stronie nn lub SN. Transformatory takie, podobnie jak transformatory mocy 110kV/SN, wyposażone są w podobciążeniowe przełączniki zaczepów, które bezprzerwowo przełączają kolejne zwoje, bez konieczności wyłączania transformatora. Tego typu rozwiązania są dostępne na rynku. Przykładowy próżniowy trójfazowy przełącznik zaczepów instalowany po stronie SN ma cykl życia przełącznika przewidziany na 700 000 przełączeń co przy dwóch przełączeniach na godzinę odpowiada blisko 40 latom pracy - jest to zupełnie wystarczające w obliczu wymaganego okresu eksploatacji transformatorów rozdzielczych SN/nN. Wyposażony jest w odpowiedni sterownik, który czuwa nad utrzymaniem właściwego poziomu napięcia. Dostępne są również rozwiązania z zastosowaniem podobciążeniowego przełączania zaczepów zainstalowanego po stronie niskiego napięcia lub rozwiązania z energoelektronicznymi przełącznikami zaczepów warto zaznaczyć, że mamy krajowe wdrożenia w tym zakresie [1].

Kolejną propozycją dedykowaną dla sieci niskiego napięcia Smart Grid są stabilizatory napięcia, które można instalować na końcach mocno obciążonych linii zasilających. Urządzenia zbudowane są z 3 jednofazowych autotransformatorów lub z autotransformatorów, które mogą podnosić napięcie nawet o 20% w zależności od poziomu napięcia wejściowego. Warto zaznaczyć, że wymienione urządzania mogą pracować całkowicie autonomicznie i w przypadku utraty komunikacji dalej pełnią swoją funkcję, dbając o właściwy poziom napięcia u odbiorców [9]. Regulacja zapotrzebowania na moc i energię może być również realizowana już na wejściu do instalacji odbiorczej są to rozwiązanie dedykowane dla małych odbiorców takich jak niewielkie przedsiębiorstwa, odbiorcy użyteczności publicznej czy też odbiorcy komunalno-bytowi. W większości przypadków zasada działania urządzeń oparta jest o zastosowanie autotransformatora, wyposażonego w automatykę utrzymującą odpowiednie napięcie na swoich zaciskach. Urządzenia dostępne są w wariancie tylko redukującym napięcie, gdy od strony sieci jest ono wyższe niż znamionowe lub również umożliwia podnoszenie napięcia, gdy zostaje zbyt obniżone. Urządzenia mogą być również blokowane lub sterowane przy pomocy zewnętrznych sygnałów co powoduje, że mogą być elementami wykonawczymi w przypadku wdrażania narzędzi typu DMS (ang. Distribution Management System), jak również podlegać sterowaniu w ramach programów zarządzania popytem. Funkcjonalność taka kwalifikuje to urządzenie jako pożądane w ramach samobilansujących się mikrosieci. Możliwości zmiany mocy czynnej i biernej urządzeń w zależności od zmiany napięcia jest zasadniczą informacją o skuteczności zastosowanej metody kształtowania zapotrzebowania. Potrzebne jest zatem matematyczne, możliwie proste określenie zależności mocy od wartości napięcia. Związek pomiędzy poborem mocy czynnej i biernej w zależności od napięcia mogą dla przykładu określać napięciowe charakterystyki statyczne pobieranej mocy czynnej i biernej, które przedstawiono poniżej [2]. Dla zmian napięcia w granicach ±10%U n przyjmuje się, że pobór mocy czynnej zmienia się liniowo, zgodnie z zależnością: P o = a u + b u U (1) gdzie: P o moc czynna odbierana, a u i b u współczynniki charakterystyki statycznej odbioru, U wartość napięcia zasilającego. Zastosowanie powyższej zależności w zakresie ±10%U n powoduje błąd nie jest większy niż 1,5% i mieści się w granicach błędu pomiarowego. W przypadku mocy biernej, gdy napięcie zmienia się w zakresie 0,7U n 1,1U n zależność przybiera postać funkcji kwadratowej: Q o = c u + d u U + e u U 2 (2) gdzie: Q o moc czynna odbioru, c u, d u, e u współczynniki charakterystyki statycznej odbioru, U wartość napięcia zasilającego.

Zgodnie z literaturą [2,3] w zastosowaniach praktycznych zdecydowanie powszechniej korzysta się ze współczynnika względnego nachylenia napięciowej charakterystyki pobieranej mocy czynnej α oraz współczynnika względnego nachylenia napięciowej charakterystyki mocy biernej β. Często używanym modelem statycznym odbioru kompleksowego są modele ZIP (impedancja Z, prąd I, moc P). Ze względu na skrótowy charakter publikacji autor nie będzie prezentował tabel z zestawieniem wyników opisanych w literaturze. Na podstawie ich analizy stwierdza się, że stosowanie metod bazujących na obniżaniu napięcia pozwala na redukowanie zapotrzebowania na moc czynną o około 1% na każdy 1% obniżenia napięcia i zredukowanie zapotrzebowania na energię elektryczną od 0,5-1,0% na każdy 1% obniżenia napięcia [11]. Sterowanie na bazie częstotliwości Parametrem charakterystycznym dla każdego systemu elektroenergetycznego prądu przemiennego jest częstotliwość napięcia niezależnie czy pomiar dokonywany jest w stacji przesyłowej na napięciu 400kV, czy w instalacji domowej zmierzona częstotliwość będzie w danej chwili jednakowa. Pomimo różnic w wymaganiach normatywnych co do wartości częstotliwości nominalnej, wszystkie systemy prądu przemiennego wykorzystują związek częstotliwości i bilansu mocy w systemie, który wynika z charakterystyk wytwarzania w wybranym systemie elektroenergetycznym [6]. Na rysunku 1 na osi P T oznaczono sumaryczną moc zespołów wytwórczych, a na osi f oznaczono częstotliwość systemu. f to wartości o jaka zmienia się częstotliwość przy zmianie wolumenu mocy o P. Częstotliwość napięcia niższa niż zadana świadczy o niedoborze mocy w systemie, a częstotliwość napięcia wyższa od nominalnej świadczy o nadwyżce mocy w systemie to właśnie z tego powodu częstotliwość jest powszechnie stosowana jako parametr wejściowy regulatorów urządzeń wytwórczych. Częstotliwość powszechnie wykorzystywana jest jako kryterium w zabezpieczeniach pod- i nadczęstotliwościowych generatorów, w automatyce samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO) mającej za zadanie chronić system przed załamaniem się częstotliwości. Rys. 1 Charakterystyka wytwarzania jako suma charakterystyk poszczególnych zespołów wytwórczych wchodzących w skład systemu elektroenergetycznego opracowano na podstawie [6] Fig. 1 Characteristics of production as the sum of the characteristics of individual units working in the power system - presented on the basis of [6] Aby lepiej zrozumieć ideę wykorzystania kryterium częstotliwościowego na potrzeby sterowania pracą urządzeń w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych warto zacząć od

podstaw przekaźników elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Przekaźniki częstotliwościowe to przekaźniki pomiarowe reagujące na wzrost częstotliwości (przekaźniki nadczęstotliwościowe) lub na jej spadek (przekaźniki podczęstotliwościowe). Powszechne obecnie stosowanie cyfrowych urządzeń pozwala w ramach jednego urządzenia nastawiać jednocześnie funkcje zabezpieczeń nad- i podczęstotliwościowych. Automatyką zabezpieczeniową wykorzystywaną w sieciach rozdzielczych jest Samoczynne Częstotliwościowe Odciążanie (SCO). Jest to automatyka przeciwawaryjna, mająca na celu zapobieganie załamaniu częstotliwości w systemie elektroenergetycznym. Przywrócenie częstotliwości systemu do wartości nominalnej może być realizowane na dwa sposoby przez zwiększenie generacji lub zmniejszenie zapotrzebowania. Możliwe jest zwiększenie mocy wytwarzanej poprzez regulację mocy czynnej generatorów, przechodzenie elektrowni szczytowo-pompowych z pracy pompowej do generatorowej, rozruch źródeł w krótkim czasie np. turbin gazowych albo wykorzystanie wymiany międzysystemowej. W obliczu braku dostępnych środków do zwiększenia wytwarzania, lub gdy szybkość obniżania częstotliwości jest na tyle duża, że środki te są nieskuteczne, niezbędna jest redukcja zapotrzebowania przez wyłączanie odbiorów [15]. W tym celu przewidziana jest właśnie automatyka SCO. Aby ponownie załączyć odbiorców po opanowaniu sytuacji z bilansem mocy stosuje się automatykę Samoczynnego Ponownego Załączenia po SCO (SPZ/SCO). Częstotliwościowe sterowanie odbiorami w ISE zasilanymi z sieci nn może być zrealizowane jako układ scentralizowany jak w przykładzie na rysunku 2a z pomiarem na szynach nn w stacji SN/nN z dystrybucją sygnału sterowniczego do elementów wykonawczych w instalacjach odbiorców. Alternatywą jest system rozproszony z analizą pomiaru u klienta końcowego i działanie bezpośrednie na człony wykonawcze, jak przedstawiono na rysunku 2b. a) b) Rys. 2 Przykład systemu częstotliwościowego sterowania obciążeniem odbiorców końcowych, a) system scentralizowany, b) system rozproszony [8, 11] Fig. 2 Example of end-users frequency load control system, a) centralized system, b) distributed system [8,11] Inteligentne liczniki często mają zintegrowane sterowalne wyłączniki, które nie muszą wyłączać całkowicie odbiorcy, ale odbiorca w ramach swojej sieci domowej wydzieli jeden obwód, do którego będą na stałe przyłączone urządzenia podlegające sterowaniu. Urządzeniami takimi mogą być akumulacyjne podgrzewacze wody, centrale klimatyzacyjne czy też inne urządzenia grzewcze. Do innych urządzeń, które mogą być objęte omawianą metodą zarządzania popytem można zaliczyć pralki, lodówki, zamrażarki, suszarki do prania, pompy wody, ładowarki akumulatorów, instalacje chłodu, kompresory powietrza. [7,8,11]. Jak pokazują wdrożenia najchętniej wykorzystywane są urządzenia instalowane na konkretne potrzeby lub integrowane w konkretnym dedykowanym odbiorniku jak np. chłodziarki do

napojów. Zabudowanie odpowiedniego sterownika w urządzeniach zazwyczaj nie jest kłopotliwe, ponieważ sterowniki są małogabarytowe. Przykład sterownika (ang. Demand Frequency Controlled Reserve) [4] przedstawiono na rysunku 3. Rys. 3 Sterownik DFCR zaczerpnięto z [10] Fig. 3 DFCR controller [10] Analogicznie do automatyki SCO założeniem sterowania odbiorami jest ich wyłączanie, gdy częstotliwość przez okres t 1 jest równa lub niższa f min oraz ponowne załączenie (analogicznie dla SPZ/SCO), gdy częstotliwość wróci powyżej progu f r i będzie utrzymywać się przez czas t 2. Zasada działania została przetrawiona na rysunku 4. Rys. 4 Zasada wyłączania i załączania odbioru na podstawie pomiaru częstotliwości [11] Fig. 4 Principle of load switching based on frequency measurement [11] Sterowanie częstotliwością doczekało się wielu wdrożeń zarówno w ramach działań pilotażowych jak i powszechnych wdrożeń. Do państw, które korzystają z programów sterowania popytem opartym o wartość częstotliwości można zaliczyć mi.in.: Wielką Brytanię [sterowanie FCDM (ang. Frequency Control Demand Management) i FFR (ang. Firm Frequency Response)], Szwecję, Danię, Stany Zjednoczone, Nową Zelandię oraz Chiny. W większości przypadków sterowanie ze względu na charakter odbiorników odbywa się na zasadzie wyłącz-załącz, ale nie zawsze tak musi być - pilotażowo w 2009 roku spółka RWE Npower uruchomiła program w ramach którego zainstalowano 3000 lodówek z odpowiednim modułem, który na podstawie częstotliwości zadawał parametry pracy lodówki, tak aby mogła pracować dalej, ale przy ograniczeniu poboru energii. Obniżanie

częstotliwości poniżej nastawionego progu powoduje zmianę temperatury zadanej lub skrajne wyłączenie urządzenia [12]. Na podstawie przywołanej literatury i na bazie obserwacji rozkładu częstotliwości napięcia w systemie wydaje się, że omawiane metody DR można stosować z progami rozruchowymi w zakresie od 49,85Hz do 49,95Hz [11]. Regulacja napięcia w oparciu o pomiar częstotliwości Nie bez powodu wcześnie zostały opisane możliwości sterowania pracą odbiorników bazującego na pomiarze częstotliwości napięcia zasilającego. Zasadniczą wadą stosowania opisanych automatyk częstotliwościowego sterowania odbiorami w przypadku większości urządzeń jest sposób sterowania pracą na zasadzie załącz-wyłącz. Tylko w nielicznych przypadkach można uzyskać częściowe ograniczenie mocy np. przez wyłączenie połowy grzałek grzejnika elektrycznego lub zredukowanie mocy chłodzenia lodówki. Autor zaproponował nową metodę regulacji obciążeń wykorzystującą zarówno informację o zbilansowaniu systemu wynikającą z aktualnej częstotliwości oraz możliwości jakie daje regulacja zapotrzebowania poprzez zmianę napięcia zasilającego grupy odbiorów lub pojedyncze odbiorniki. Regulacja napięcia bazująca na pomiarze częstotliwości nazywana dalej FBVR (ang. Frequency Based Voltage Regulation) daje zupełnie nowe możliwości zastosowania zarządzania popytem dopasowanego do bilansu mocy w systemie elektroenergetycznym, przy jednoczesnej minimalizacji uciążliwości dla klienta. Umożliwia ona kształtowanie obciążeń zgodnie z bieżącym zapotrzebowaniem systemu i przy zachowaniu komfortu użytkowania energii elektrycznej przez odbiorców końcowych. Model urządzania, które reguluje napięcie w oparciu wartość częstotliwości w sieci w uproszczeniu można przedstawić jak na rysunku 5. Rys. 5 Zasada działania automatyki FBVR [11] Fig. 5 Principle of FBVR automation [11] Sterownik FBVR realizuje pomiar częstotliwości oraz na podstawie zadanych parametrów zadaje nastawę dla regulatora napięcia, który steruje członem wykonawczym w postaci autotransformatora, transformatora z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów lub stabilizatora napięcia. Już na tym etapie należy stwierdzić, że przy odpowiednim przygotowaniu wejścia w regulatorze napięcia na dane z modułu FBVR, automatykę można zintegrować ze sterownikami IVVC, CVR/DVR i VO. Również nie wydaje się być problemem zbudowanie regulatora napięcia i sterownika FBVR w jednym urządzeniu, który

w oparciu o nastawiony algorytm i dane wejściowe będzie zadawać sygnały do urządzenia wykonawczego. Idea działania została zaprezentowana na rysunku 6. Rys. 6 Idea działania układu FBVR Fig. 6 FBVR idea scheme Napięcie regulowane przez FBVR zmienia się w zakresie dopuszczonym przez rozporządzanie. Aby zagwarantować jakość napięcia zasilającego na końcach wybranych obwodów można zainstalować sensory napięcia, które będą informowały o warunkach na końcu linii nn i jedocześnie będą sygnałem na blokowanie dalszego obniżania napięcia. W zależności od rodzaju zastosowanych urządzeń do regulacji napięcia możliwe jest zaadaptowanie różnych algorytmów uzależniających zmianę napięcia w funkcji zmiany częstotliwości. Mogą to być przykładowo zależność stopniowa, liniowa lub kwadratowa jak zobrazowano na rysunku 7. Rys. 7 Przykładowe charakterystyki korelujące zmianę napięcia w funkcji zmiany częstotliwości. Kolejno charakterystyka stopniowa, liniowa, kwadratowa [11] Fig. 7 Examples of correlating characteristics of the voltage change to the frequency change. From left: step, linear, quadratic [11] Wdrażanie nowych rozwiązań w sieciach elektroenergetycznych musi zawsze znaleźć swoje uzasadnienie gospodarcze. Wprowadzanie nowych usług takich jak redukcja obciążeń odbiorców końcowych musi być nie tylko wygodne z punktu widzenia możliwości regulacyjnych, ale powinno nieść konkretne efekty. Efektami takimi są: oszczędność energii, pieniędzy, czasu lub nakładów pracy. Jako najbardziej istotne korzyści dla systemu elektroenergetycznego jako całości z wykorzystania FBVR należy tutaj wymienić: redukcję ilości energii zakupionej przez odbiorców, ograniczenie wolumenu energii i cen na rynku

bilansującym, możliwość zmniejszenia zapotrzebowania w przypadku wystąpienia chwilowych przeciążeń elementów sieci, możliwość redukcji zapotrzebowania w szczycie obciążenia systemu oraz wypłaszczenie krzywej zapotrzebowania. FBVR stwarza również duży potencjał do wykorzystania w ramach samobilansujących się mikrosieci. Możliwości praktycznego zastosowania W artykule przedstawiono wyniki rozważań nad możliwościami wykorzystania regulacji napięcia zasilającego uzależnionej od aktualnej wartości częstotliwości jako sposobu kształtowania obciążeń odbiorców końcowych w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych. Wydaje się, że metody do kształtowaniem zapotrzebowania na moc i energię elektryczną u odbiorców końcowych mogą być skutecznym środkiem do zwiększenia efektywności systemu elektroenergetycznego jako całości co zostało przedstawione w rozprawie [11]. Warto podkreślić, że przedstawiona przez autora metoda ma wysoki potencjał aplikacyjny. W RWE Stoen Operator uruchomiono projekt budowy układów do kształtowania zapotrzebowania na moc i energię elektryczną u odbiorców końcowych, w oparciu o rozwiązanie przedstawione w niniejszym artykule. Jest to projekt innowacyjny na skalę światową takie rozwiązanie nigdzie nie było jeszcze realizowane. W ramach zadania zostaną opracowane i uruchomione dwa układy do zarządzania zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną. Układy będą działać automatycznie, regulując napięcie w stacjach SN/nN, w zależności od zmierzonej częstotliwości sieciowej. Celem projektu jest sprawdzenie w praktyce, na ile stosowanie regulacji obciążeń odbiorców końcowych w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych z wykorzystaniem regulacji napięcia zależnej od wartości częstotliwości pozwala zwiększyć efektywność użytkowania energii elektrycznej oraz w jakim stopniu jest technicznie oraz ekonomicznie uzasadnione. Układ FBVR będzie zbudowany na bazie układów telemechaniki, cyfrowych automatyk zabezpieczeniowych, transformatorów SN/nN wyposażonych w podobciążeniowe przełączniki zaczepów (PPZ) i sensorów wartości napięcia instalowanych na końcach linii nn. Sterownik będzie sygnalizował stan urządzeń w stacji do systemu SCADA, umożliwi w ten sposób realizację zdalnego nadzoru stacji elektroenergetycznej 15/0,4kV. Zadaniem całego układu będzie realizacja algorytmu sterowania podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów transformatora SN/nN w funkcji częstotliwości napięcia zasilającego wg określonej charakterystyki. W ten sposób możliwe będzie dostarczenie usługi redukcji zapotrzebowania w funkcji częstotliwości sieciowej, która odzwierciedla bieżące potrzeby systemu elektroenergetycznego w zakresie bieżącego bilansowania mocy. W przyszłości będzie możliwe również włączenie tych układów do centralnych systemów zarządzania popytem na moc i energię elektryczną w ramach rozwiązań Demand Side Management. Jest to pilotażowy projekt innowacyjnego rozwiązania w zakresie Demand Response. Po zrealizowaniu projektu prowadzone będą badania nad możliwościami układów i skutecznością regulacji. Warto podkreślić, że pomysł na nową usługę Demand Response nie jest próbą implementacji rozwiązań znanych w innych krajach, ale jest owocem polskiej myśli technicznej. Z pewnością jest do duży wkład ze strony RWE Strony Operator w

zakresie wdrażania innowacji i budowy prawdziwie inteligentnych sieci elektroenergetycznych w skali nie tylko europejskiej, ale i światowej. Kontakt: Dr inż. Bartosz Pawlicki, RWE Stoen Operator sp. z o.o., ul. Piękna 46, 00-672 Warszawa (Bartosz.Pawlicki@rwe.pl) LITERATURA [1] Bajdecki T. 2015. Realizacja transformatora z energoelektronicznym przełącznikiem zaczepów, Gdańsk: Instytut Energetyki, materiały seminaryjne. [2] Biniek M., Kinsner K., Łabuzek M. 1995 Pomiarowe wyznaczanie napięciowych efektów regulacyjnych mocy czynnych i biernych w systemie elektroenergetyczny, Opole: Zeszyty Naukowe Wyższej Szkoły Inżynierskiej w Opolu, Seria Elektryka z.42. [3] Bogucki A., Lawera E., Przygrodzki A., B. Szewc. 1983, Podatność częstotliwościowa i napięciowa systemu elektroenergetycznego i jego elementów, Gliwice: Politechnika Śląska, skrypty uczelniane nr 1116. [4] EA Energy. 2013. Electricity demand as frequency controlled reserve experimental results. EA Energy Analyses report. [5] Kujszczyk, Sz.; Praca zbiorowa. 2004. Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze Tom 1 i Tom 2, Warszawa: OWPW. [6] Machowski J. 2007. Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Warszawa: OWPW. [7] Marzecki J., Pawlicki B. 2014. Częstotliwościowe sterowanie odbiorami w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych - wdrożenia i propozycje, Przegląd Elektrotechniczny, nr 5. [8] Marzecki J., Pawlicki B. 2014. Kształtowanie obciążeń u odbiorców końcowych w oparciu o częstotliwość napięcia zasilającego, Przegląd Elektroechniczny, nr 1 [9] Ozorowski M. 2014. Regulacja napięcia na końcach obciążonych linii nn, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 9. [10] Østergaard J. 2011. Power System Balancing by Distributed Energy Resources (DER) and Flexible Demand, Lund, Szwecja. [11] Pawlicki B., Rozprawa doktorska. 2015. Regulacja poziomu napięcia w zadaniu kształtowania zapotrzebowania na moc i energię elektryczną odbiorców końcowych w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych, Politechnika Warszawska. [12] RWE Npower PLC. 2008. Dynamic demand trial to use fridges. Utility Week. [13] Szkutnik J., Praca zbiorowa. 2012. Wybrane aspekty techniczne eksploatacji sieci rozdzielczych, Częstochowa: Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej. [14] Szpyra W., Kot A. 2009. Optymalna regulacja napięcia w sieciach rozdzielczych średniego napięcia, ActaEnergetica, nr 2. [15] Winkler W., Wiszniewski A. 2004. Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych, Warszawa: Wydawnictwa Naukowo-Techniczne.